БИТУМИНОЗНЫЕ ГЛИНИСТЫЕ ПОРОДЫ – НОВЫЙ ГЛОБАЛЬНЫЙ РЕЗЕРВ ТОПЛИВНО-

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЫРЬЯ

Тюмень 2011 г.

И.И. НЕСТЕРОВОАО «СИБНАЦ», НОЦ-ГЕОЛОГИЯ

НЕФТИ И ГАЗА ТюмГНГУ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1. В геологии нефти и газа основой технической политики теоретических и производственных работ является тезис – «Если известно, как и когда нефть (газ) зашли в пласт (залежь), то мы создадим технологии их поисков, разведки, подсчета ресурсов и запасов с максимальным извлечением из недр» (возможно до 90-95% и больше).

На каждом этапе регионального катагенного преобразования РОВ пород устанавливается равновесное состояние между строением и свойствами РОВ и факторами внешней среды. Это состояние нарушается лишь в пределах залежей нефти и газа, что указывает на локальное изменение определенных условий внешней среды, обусловивших процессы формирования залежей.

1.2. Процессы регионального и локального формирования углеродсодержащих соединений являются одинаковыми. Разница лишь в интенсивности процессов, приводящих к большей концентрации определенных соединений углерода и водорода в пределах отдельных локальных участков. В залежах они более чем на порядок выше. Сходство процессов, прежде всего, заключается в том, что УВС в залежах нефти и газа также образуются за счет реакций с участием свободных радикалов, но в условиях повышенного давления. При региональных процессах образуются битумоиды и устанавливается равновесное состояние между структурой и свойством РОВ и факторами внешней среды. При аномальном изменении этих факторов, на отдельных локальных участках нарушается равновесное состояние с лавинным образованием свободных углеводородных радикалов, взаимодействие которых с РОВ и между собой приводит к образованию залежей нефти или газа.

1.3. Единственным материнским веществом залежей нефтей, конденсатов и горючих углеводородных газов является рассеянное органическое вещество (РОВ), находящееся в современном контуре ВНК или ГВК. Латеральной и вертикальной миграции углеводородного сырья за пределами современных контуров ВНК и ГВК нет и не было в прошлом.

-2-

В процессе осадконакопления в седиментационных бассейнах биофитоценозы в водной среде более интенсивно развиваются в придонных частях рельефа дна, которые максимально приближены к солнечному свету и расположены ниже базиса эрозии. При отмирании фитобиоценозов они лучше сохраняются в условиях с ограниченным доступом окислителей (кислород, йод и др.). С увеличением глубины локального рельефа дна бассейна седиментации концентрация фитобиоценозов вокруг локальных поднятий рельефа дна бассейна седиментации существенно уменьшается. Эти процессы особенностей седиментации осадков и локальных концентраций фитобиоценозов практически не изучались и геологи априорно пришли к выводу о том, что регионально выдержанные битуминозные породы стратонов являются «нефтематеринскими» и в определенных условиях в них образуется нефть и газ, которые мигрируют вверх по разрезу как по латерали, так и вертикали, не оставляя следов как по пути миграции, так и в самой «нефтематеринской свите».

В действительности нефтематеринских стратонов и пород как очагов образования нефти и газа с последующим переносом их в другие породы не существует и не было раньше. Имеется ОВ, которое в определенных термобарических и геохимических условиях способно производить углеводородное сырье в промышленных масштабах в пределах локальных участков стратона.

На рис. 1.3.1 приведен широтный геологический разрез юрских и неокомских отложений через Тутлеймскую порщадь и Березовское и Деминское месторождение газа. «Нефтематеринские» глинистые породы тутлеймской свиты по склонам одноименных локальных поднятий непосредственно примыкают к продуктивному пласту П1 с высокими коллекторскими свойствами. Состав газа пород «нефтематеринской свиты» и в залежах содержит: метана – 94,3%; этана – 1,10%; суммы С3 – С4 – 0,3%; СО2 – 0,46%. В сорбированных газах тутлеймской свиты в среднем содержится: метана – 8,2%; этана – 3,1%; сумма С3 – С5 – 5,4%; СО2 – 32,5%, N2СО – 35,8%. Вопрос сторонникам миграции УВС из «нефтематеринских свит»: почему газ из «нефтематеринской» тутлеймской свиты не мигрировал на расстояние 0,1-1м, но способен мигрировать на сотни метров и даже километры?

-3-

Рис. 1.3.1 Геологический разрез юры и низов мела по широтному профилю через Березовское (запад) и Деминское (восток) месторождения газа в Западной Сибири.

Фундамент (гнейсы); 2 – Кора выветривания; 3 – Размывы; 4 – Битуминозные глины; 5 – Черные глины с сидеритом; 6 – Сероцветные глины; 7 – Глины алевритистые; 8 – Глины с прослоями и линзами алевролитов; 9 – Преимущественно песчаники

-4-

Рис.1.3.2 Карта отложений залегающих на фундаменте (обратная геологическая карта)Мулымьинской площади Шаимского нефтегазоносного района Западной Сибири

-5-

Рис. 1.3.3 Зависимость величины газоконденсатного фактора в газоконденсатных залежах Уренгойского месторождения в зависимости от коэффициента щелочности (K+Na/Ca+Mg) по поглощенным катионам водных вытяжек вмещающих глинистых пород (составил И.И. Нестеров по материалам А.М. Брехунцова и В.Н. Бородкина. Ж.Горные ведомости, №1, 2008)

-6-

На рис. 1.3.2 приводится карта отложений, залегающих на фундаменте (обратная геологическая карта), где битуминозные глинистые отложения «нефтематеринской» тетеревской свиты залегают выше основных продуктивных нефтенасыщенных пластов П1-3 вогулкинской толщи в пределах Мулымьинского и Трехозерного месторождений нефти Шаимского нефтегазоносного района ХМАО Тюменской области и контактируют с зоной коры выветривания (и трещиноватости) толщиной до 40м. Фундамент представлен глинистыми сланцами, метаморфизованными песчаниками, кварцевыми порфиритами и березитизированными гранитами.

В зоне контакта битуминозных («нефтематеринских») глинистых пород тетеревской свиты (K1hot1) получены притоки нефти с дебитами 0,3-0,5 м3/сут, а из вогулкинской толщи гипсометрически ниже дебиты нефти увеличиваются до 160-300 м3/сут.

Групповой состав нефти из пород фундамента: Me – 35-36%, Na – 25-35%, Ar – 6-17%; из пород вогулкинской толщи – Me – 37-47%, Na – 17-32%, Ar – 8-18%. Вверх по восстанию пласта П1-3 к «лысой» части Мулымьинской площади плотность нефти увеличивается по максимальным значениям – от 0,854 до 0,869 г/см3; начало кипения – от 78°С до 52°С; асфальтенов – с 0,30 до 0,38%; силикагелевых смол – от 4,2 до 10,7%. Если эти нефти мигрировали от крыльев к своду (фундаменту), то по большинству показателей всё наоборот. Вывод – в породах фундамента в период вогулкинской толщи развивались свои фитобиоценозы, отличные от фитобиоценозов терригенного коллектора.

На рис. 1.3.3 показана связь количества жидких углеводородов с фациальным и условиями накопления пород неокома (коэффициент щелочности) Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Рисунок однозначно показывает, что газ и конденсаты в нем формировались на месте их современного залегания.

Можно привести ещё ряд доказательств (миграция в воднорастворенном или газорастворенном состоянии и др.) которые однозначно показывают, что миграции УГС в любом виде за пределами внешних контуров современных залежей нефти и газа не было и теоретически невозможно.

-7-

1.4 Особый интерес представляет проблема нефтегазоносности самих битуминозных пород.

Глинистые, кремнисто-глинистые, карбонатно-кремнисто-глинистые битуминозные отложения широко развиты в земной коре. Более всего они изучены в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири (баженовская, подачимовская, георгиевская, тутлеймская, игримская и тетеревская свиты). Здесь уже выявлено 92 промышленные залежи нефти. Максимальные дебиты (скв. 129-Р, 501-Р и др. Салымского района) достигают 2500-5000 м3/сут. Пространственное положение таких залежей не контролируется современным структурным планом, не связано с зонами разломов и повышенной трещиноватостью подстилающих пород. Они не имеют краевых и подошвенных подземных вод, характеризуются аномально-высокими пластовыми давлениями, существенным влиянием горного давления на фильтрацию флюидов, часто – повышением коэффициента продуктивности в процессе отбора нефти (режим дилатансной разработки). Коллектор не имеет жесткого скелета и образуется одновременно с формированием нефти и становиться покрышкой после извлечения из него нефти.

Глинистые породы с повышенным содержанием рассеянного органического вещества в Западной Сибири в виде отдельных линзовидных тел встречены в нижней юре северных районов, в подошве средней юры (радомская свита), в киммеридж-титонских отложениях Среднего Приобья (баженовский горизонт), валанжин-нижнеготеривских породах западных районов (тетеревская свита) и туроне (кузнецовская свита). Промышленный интерес для освоения их нефтегазоносности в ближайшее время представляют битуминозные глинистые и кремнисто-глинистые отложения верхней юры и низов мела (баженовский горзонт и тетеревская свита), которые развиты на площади 1360 тыс. км2 и имеют объем 37,00 тыс. км3. (Рис.1.4.1, Таблица 1.4.1).

-8-

Объемы битуминозных глинистых пород и одновозрастных сероцветных отложений в Западной Сибири.

Возраст Толщина, км Площадь, тыс. км2 Объем, тыс. км3

битуми-нозные

серо-цветные

битуми-нозные

серо-цветные

битуми-нозные

серо-цветные

K1hot1 - val 0,016 0,4000 60 2500 0,24 1000,0

J3t – J3br20,0159 0,2139 110 2010 1,75 430,0

J3t – J3br10,0286 0,6080 1190 1200 34,03 730

ИТОГО 0,0272 0,1350 1360 1903 37,00 2160,0

Таблица 1.4.1

-9-

1.5 Процессы, предопределяющие условия формирования залежей УВС, являются региональными, сам же процесс их образования — локальным. Главными параметрами необходимыми для формирования залежей УВС являются температура и давление, которые возрастают при погружении седиментационного бассейна. Оба этих параметра взаимосвязаны, и в определенных термобарических условиях часть этих энергетических ресурсов переходит в новый вид энергии, которая концентрируется в молекулах ОВ и определяется на приборах ЭПР в виде гравимагнитной спиновой энергии неспаренных электронов вокруг смежных ядер углерода.

В соответствии с приведенной выше моделью частичного перехода температуры и давления в пластовых системах недр в новый вид энергии в ОВ вытекает основное условие – для формирования залежей нефти и газа в каждой конкретной площади развития одновозрастной пластовой системы для реакций фазового перехода РОВ в жидкую и газообразную фазу необходимо снижение пластового давления, сопровождающееся возникновением электромагнитных полей и свободных углеводородных радикалов. Этот процесс происходит и при формировании и разработке залежей УВС традиционного типа в терригенных и карбонатных коллекторах.

-10-

Рис. 1.4.1 Территория распространения битуминозных глинистых, глинисто-кремнистых, кремнистых и глинисто-карбонатных пород в верхней юре и низах мела Западной Сибири.

1. Толщина битуминозных пород;2. Сероцветные, преимущественно глинистые возрастные аналоги битуминозных пород (J3tit – K1hot1) 3. Зоны отсутствия верхнеюрско-бериасских пород.

-11-

Энергетическим источником формирования залежей углеводородного сырья являются пластовые термобарические условия и наличие неспаренных электронов вокруг смежных ядер углерода в материнском органическом веществе, которые при уменьшении пластового давления проявляются в создании электромагнитных полей, взаимодействующих с неспаренными электронами вокруг смежных ядер углерода в органическом веществе с образованием свободных углеводородных радикалов Н, СН, СН2, СН3 и др., которые способны.

разорвать связи – С I

I – С

I

I – и СН2; СН в алифатических цепях кольцевых

структур с образованием более мелких молекул (Рис.1.5.1)

2.6 При фазовых переходах твердого органического вещества в нефть объем продуктов природного крекинга в 2-2,5 раза больше, за счет чего в замкнутых ловушках появляется АВПД, а в гидродинамически открытых системах углеводородное сырье (УВС) мигрирует от сводовых (приподнятых) частей ловушек к крыльевым. Это следует учитывать при очередности ввода в эксплуатацию скважин от крыла к своду. За счет этого коэффициент извлечения нефти существенно увеличивается.

При реакциях с образованием свободных углеводородных радикалов температура существенно повышается и породы над залежью нефти разуплотняются, что можно использовать при поисках залежей углеводородного сырья, в том числе по данным анализа сейсмических материалов.

-12-

Рис. 1.5.1 Изменение концентрации парамагнитных центров при катагенезе органического вещества горных пород.

-13-

II. МОДЕЛЬ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ ИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 В начале двадцатых годов XX столетия в США и России С.Биллом, Х.Льисом, С.И.Чарнотским и др. [3] для прогноза дебита индивидуальной скважины, работающей в режиме истощения, была предложена следующая зависимость:

(1)

qi и qo – текущий (или прогнозный) и начальный (qo) дебит скважины при фиксируемом противодавлении на устье; м3/сут.

t – время от начала работы скважины; суткиn- коэффициент, зависящий от величины затухания qo.

В 1945 году J.J. Arps для разработки залежей нефти в режиме истощения связал прогноз суточных дебитов скважин с накопленной добычей (QH).

(2)

(3)

QΣ – потенциальные извлекаемые запасы, когда qi стремиться к нулю с увеличением t до бесконечности при экспоненциальном законе изменения суточного дебита скважины по оси Х.

n - коэффициент, характеризующий быстроту падения qi

-14-

1n

oi

)Qn

toq1(

q)t(q

n

oH Qn

tq11Q)t(Q

ntoi

eq)t(q

Уравнения Арпса в США используются для прогноза дебитов нефти в скважинах и оценке извлекаемых запасов для небольших месторождений.

В СССР идею о связи темпов затухания суточных дебитов нефти по скважинам на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции успешно развивали Э.Б.Мухарский, В.Д. Лысенко и И.Г.Пермяков. Уравнение (1) они представили в (4) и (5) и показали, что оно может быть использовано и в условиях прогрессирующего обводнения скважин в режиме поддерживания пластового давления закачкой воды.

(4)

Соответственно

(5)

Эти формулы использовались для расчета дебитов скважин при проектировании разработки залежей нефти, для прогноза добычи нефти на небольших месторождениях и они вошли в методическое пособие Госплана СССР. На этапах изучения нефтегазоносности битуминозных глинистых пород баженовской свиты в основу подсчета запасов был принят традиционный объемный метод. Естественно тут же встала проблема определения коэффициента пористости и эффективной нефтенасыщенной толщины, а так же площади нефтегазонасыщенных пород. До сих пор методов определения этих величин не найдено как по керну, так и каротажным данным. Затем появились методы модели коллектора в виде двойной среды – трещинно-поровой и трещинно-трещинной. Но все эти модели оказались не приемлемыми. Первая модель коллектора без жесткого скелета и матрицы была опубликована в 1970 г. И.И. Нестеровым.

В 1987 г. Р.И.Медведский [10] для скважины 64-Р Северо-Лемпинской площади месторождения Большой Салым в Западной Сибири попытался уравнения (4 и 5) использовать для расчетов дебитов и оценки запасов нефти в битуминозных глинистых породах Западной Сибири.

(6)

При этом он аппроксимировал изменения фактических дебитов нефти в виде прямой линии в координатах lnqi (t) и t. Скважина 64-Р разрабатывалась с 1974 г. до 1982 г. (8 лет). В 1982 г. эксплуатация была прекращена из-за обвала пород ниже башмака эксплуатационной колонны , установленного в подошве ачимовской свиты на 5,0 м выше кровли баженовского горизонта. Скважина эксплуатировалась при открытом забое. Р.И.Медведский по этой скважине принял qo = 141 м3/сут. (фактически qo=196м3/сут), а расчетная накопленная добыча составила 391 тыс.м3.

-15-

Qtq

Qq

lnQln)t(qln ooi

Q

to

q

oi eq)t(q

pQ

to

q

i eQ)t(Q

Основным недостатком всех вышеприведенных формул является отсутствие параметров противодавления на устье скважины (диаметр штуцера).

Первая попытка оценки запасов нефти в глинистых породах баженовского горизонта категорий АВ в одиночной скважине с учетом изменения пластового давления была опубликована в 1979 г. Позднее в более упрощенном виде она была изложена в монографии по нефтегазоносности глинистых пород Западной Сибири (1987г.)

(7)

Qi – накопленная добыча при достижении текущего пластового давления Pi;qp – количество нефти, извлеченное из скважины при падении начального пластового

давления на 1 атм (0,1 Мпа); и β – коэффициенты сжимаемости пластовой системы и нефти;λ - коэффициент, отражающий темпы поступления нефти в скважину за счет уменьшения

пустотного пространства коллектора и расширения объема дренирования.Уравнение (7) используется для режима, когда текущее забойное давление больше

величины давления насыщения нефти попутным газом.В таблице 2.1.1 по формуле (7) приведены расчетные и фактические объемы нефти,

полученные из глинистых пород баженовской свиты, на месторождении Большой Салым в Западной Сибири. Сходимость фактических и расчетных значений накопленной добычи нефти достаточно приемлемая и не выходит за рамки точности расчетов запасов категорий АВС1, принятых по заключениям ГКЗ России для стандартных терригенных коллекторов. Формула (7) является первой математической моделью для расчетов накопленной добычи нефти из плитчатых глинистых пород.

В 2004 г. впервые во введении к монографии М.Е. Стасюка И.И.Нестеровым была затронута проблема увеличения дебитов скважин из глинистых пород баженовской свиты за счет эффектов дилатансии.

-16-

)(1

ipoppi e1qQ

Таблица 2.1.1.Сравнение расчетных объемов нефти по скважинам Большесалымской группы месторождений

Номер скважи

ныДата замера Пластовое

давление; МПа

Фактическая сумма отбора, м3

Расчетная сумма

отбора, м3

24

28.07.197721.01.198011.04.198016.05.198023.03.198119.05.198103.10.1983

32,027,8

27,0427,7325,6126,6416,19

60433100091102861103961111327111434118603

6149897872

10585398629

121425110138237220

27

24.11.197827.03.198017.06.198011.01.198116.10.198118.08.198215.08.1984

27,625,0

26,1425,5323,5218,2

14,92

152396199670207518224341248608269668287986

145044196207166932179190221361355115448540

28

26.01.197916.11.197927.11.197902.03.198024.06.198013.07.198015.01.198103.02.198110.10.198119.11.198110.04.198216.08.1984

18,8916,5417,2817,0916,7216,5916,6515,8512,2813,2611,68,01

130329158617159178164490172134173766189356190266210915212682222711248880

109870130269123701125374128658129848129302136483170766161038177594215490

64

05.02.197911.09.197912.06.198026.02.198118.11.1981

22,121,0

19,0218,4718,56

146000163523190795207532226412

160214174889200255208511207105

При обработке материалов по разработке плитчатых глинистых коллекторов (скв.64) в пределах Северо-Лемпинской площади Салымского НГР (табл. 2.1.2, рис.2.1.1) была предложена модель дилатансного режима разработки в плитчатых глинистых породах, когда проявляются связанные с изменением объемного напряженного состояния пород напряжения по плоскостям выравнивания (плитчатости, листоватости) пород.

Запасы (накопленная добыча) для скв.64-Р в дилатансном режиме разработки рассчитывается как сумма площадей трапеций (Qd) в координатах - текущий дебит нефти (qi – м3/сут.) и время разработки (Ti). В режиме равномерного падения суточных дебитов скважины накопленный (прогнозный) суммарный отбор нефти (ΣQ) рассчитывается как площадь треугольника при qi = qo, где qo – начальный дебит скважин.

(8)

(9)

-17-

2

TTqqQ 1ii1ii

d

2

qTTQQ ii1i

d

Рис.2.1.1 Дилатансный режим работы скв.64 Северо-Лемпинской площади Салымского НГР в Западной Сибири при разработке глинистых битуминозных пород баженовской

свиты.

1.Дилатансный режим отбора нефти с периодическим изменением объема коллектора (Qd; qi; Tn) 2. Падающий режим отбора нефти с равномерным изменением суточного дебита скважины. 3. Усредненная кривая изменения суточного дебита скважины во времени. 4. НГР – нефтегазоносный район. 5. Фактические замеры суточного дебита нефти на 6 мм штуцере. 6. Участки подсчета накопленной (Q1-10) и прогнозной добычи (Q11).

-18-

Поэтапная добыча нефти по скв. 64-Р из глинистых битуминозных пород баженовского горизонта

Участок Длительность добычи;

сутки

Текущее пластовое

давление; МПа

начала этапа; МПа

Режим: +-дилатанссии; - равномерного

падения дебита

Добыча;

тыс. м3

Q1 182,5 196,0 — 27,6

Q2 279,8 106,5 + 41,0

Q3 182,5 186,6 — 23,2

Q4 438,0 67,2 + 40,1

Q5 377,2 120,3 — 35,4

Q6 182,5 67,2 + 15,0

Q7 182,5 97,7 — 14,2

Q8 243,3 58,0 + 16,3

Q9 201,7 73,6 — 14,2

Q10 285,0 65,0 + 28,3

Итого 2555,0 70,0 + 255,3

Q10 4208,6 70,0 — 147,3

Всего 6736,6 70,0 — 402,6

-19-

Таблица 2.1.2

-20-

Рис. 2.1.2 Геологический разрез по скважине 971-П Восточно-Эниторского

лицензионного участка в ХМАО

Рис. 2.1.3 Карта районирования по перспективности на нефть битуминозных отложений баженовского горизонта (J3km-

J3tit – ber2) и тетеревской свиты (K1hot1) Западной Сибири.

1. Граница Западно – Сибирской нефтегазоносной провинции;

2. Граница распространения битуминозных пород верхней юры и низов мела;

3. Граница нефтегазоносных областей (НГО);4. Зоны размыва битуминозных пород

баженовского горизонта (J3tit – ber2).

-21-

Параметры и ихЕдиницы измерения

Стратиграфические подразделения битуминозных пород

баженовская тутлеймская игримскаяверхне

шаимскаясреднее или

сумма

1. Возраст. Индекс ярусов J3t1-K1b1 J3t1-K1v1 J3t1-K1h1 K1b2-K1h1 J3t1-K1h1

2. Площадь развития, тыс.км2 1150 110 60 50 1370

3. Толщина, м 28,6 15,9 16,0 10,0 27,2

4. Объем, тыс.км3 32,89 1,75 0,24 0,15 35,03

5. Процент органического вещества1.Весовые % 15 13 13 5 14

2.Объемные % 19 16 16 7 19

6. Объем керогена, млрд. м3 6249 280 38 11 6578

7. Возможный объем керогена для перераспределения водорода; млрд.м3 5207 233 32 9 5481

8. Объем керогена в баженитах, млрд.м3 1875 84 11 3 1973

9. Геологические ресурсы нефти в баженитах, млрд.м3 (30% от объема керогена)

562 25 3 1 591

10. Плотность геологических ресурсов на 1 кв. км, тыс.м3 1360 230 200 260 1230

11. Коэффициент нефтеизвлечения, % 70 50 60 30 52,5

12. Извлекаемые ресурсы нефти, в баженитах, 1*109м3 393 12 18 0,3 423,3

13. В том числе в изученных породах, 1*109м3 118 3,6 5,4 0,1 127,1

15. Плотность извлекаемых ресурсов нефти в баженитах, тыс. м3/км2 342 109 300 6 309

Основные характеристики глинистых и глинисто-кремнистых битуминозных пород Западной Сибири

Таблица 2.1.3

-22-

Наименование субъектов Федерации

Количество залежей Текущие запасы

Всего

В том числе Извлекаемые/геологические

В раз

вед

ке

В разработкеизвлечено Нефть; тыс.т. Газ; млн.м3

Без добычи нефти

С добычей

нефти

Нефти попутног

о газаАВС1 С2 АВС1 С2

Ямало-Ненецкий автономный округ Тюменской области

6 4 1 14 1799 3892 272 582

0 7074 20628 272 582

Ханты-Мансийский автономный округ Тюменской области

75 37 23 1511058 278657 143088 40715 38279

1472 1144530 1135231 40715 38279

Юг Тюменской области 8 7 0 1

15 1744 5872 162 340

1 13808 21588 162 340

ВСЕГО по Тюменской области 89 48 24 17

11077 282200 152852 41149 39201

1473 1165412 1177447 41149 39201

Томская область 3 2 1 ─0 123 154 9 11

0 246 307 9 11

ИТОГО по Западной Сибири 92 50 25 17

11077 282323 153006 41158 39212

1473 1165658 1177754 41158 39212

Состояние запасов углеводородного сырья в битуминозных породах верхней юры и низов мела по субъектам Федерации в Западной Сибири Таблица 2.1.4

- 23 -

Приведенные формулы можно рекомендовать для прогноза извлекаемых запасов нефти и растворенного газа категорий А и В в эксплуатационных и опытнопромышленных скважинах при оценочном, разведочном и эксплуатационном бурении. Геологические запасы определяются по аналогии с другими скважинами или специальным расчетом.

Появилась возможность определять некоторые параметры подсчета запасов и по каротажным данным. Такая методика основана на следующем факте. На кривых ГК отражается радиоактивность пород, но нефть из битуминозных пород радиоактивных элементов не содержит, и наличие её в породах снижает значения ГК, но при этом увеличивается количество Сорг. На рис.2.1.2 по скв.971-П Восточно-Эниторской площади в ХМАО выделены интервалы, где значения ГК уменьшаются, а содержание Сорг увеличивается. По этому же принципу создается методика оценки ресурсов нефти в битуминозных глинах баженовского горизонта (табл.2.1.3) и построена карта прогнозов нефтегазоносности (Рис.2.1.3).

Расчеты потенциальных ресурсов нефти в битуминозных породах верхней юры и низов мела приведены в таблице 2.1.4. По категориям Д2-3 геологические ресурсы составляют 591 млрд.м3, а извлекаемые по разработанным технологиям – 127 млрд.м3.

По субъектам Российской Федерации извлекаемые ресурсы нефти составляют: по Ханты-Мансийскому автономному округу – Югра – 68,4·109 т.; по Ямало-Ненецкому автономному округу и Карскому морю – 39,0·109 т.; по Томской, Новосибирской, Омской, югу Тюменской и Свердловской областям – 19,7·109 т.

-24-

В Западной Сибири по состоянию на 01.01.2011 г. выявлено 92 залежи нефти в битуминозных глинистых отложениях, в том числе в ЯНАО – 6; в ХМАО – 75; на юге Тюменской области – 8; в Томской области – 3. Соответственно, в них начальные извлекаемые запасы подсчитаны по категориям С1С2 в объеме: 5691 (КИН=20,5%%); 432803 (КИН=19,0); 7631 (КИН=21,6); 277 (КИН=50,1) тыс.м3. Всего по Западной Сибири извлечено 11077 тыс.т. Извлекаемые запасы нефти по категориям С1С2 утверждены в Государственно Комиссии по запасам (ГКЗ) Федерального агентства по недропользованию МПР и экологии РФ (по состоянию на 01.01.2010 г.) – 435330 тыс.т. (КИН=19,0). (табл.3.5)

С использованием фактического строения коллектора и новых технологий извлекаемые запасы нефти по открытым залежам в баженовском горизонте (J3kim-K1ber) по категориям С1С2 можно увеличить до 1873,1·106 тонн, т.е. более чем в 4 раза.

Сегодня освоение ресурсов нефти в глинистых битуминозных породах является единственной альтернативой залежей нефти в традиционных коллекторах. Для этого нужно создавать инновационные научно-производственные полигоны (ИНПП) с льготными системами недропользования. Прежде всего, такие полигоны следует создавать на базе уже пробуренных, но законсервированных скважин или использовать фонд простаивающих эксплуатационных скважин. Таких скважин только в пределах Уральского Федерального округа имеется более 80 тысяч. Использование их по новым технологиям позволит довести годовую добычу нефти в Западной Сибири к 2020-2030 годам до 700-800 млн. тонн. При такой модели разработки бюджетные затраты, по сравнению с принятыми системами разработки нефтяных залежей, уменьшаются на несколько порядков. Например, для извлечения 700 – 800 млн.т/год, на старых технологиях нужно бурить не менее 150000 новых скважин с затратами около 25 трлн. рублей, а с учетом использования уже пробуренных простаивающих скважин на вновь создаваемых полигонах - не более 300 – 500 млрд. рублей, что дешевле в 25-50 раз, а годовой эффект составит не менее 500 млрд. руб.

-25-

Изменение коэффициента щелочности по водным вытяжкам из пород (K+Na/Ca+Mg) в газоконденсатных залежах Уренгойского месторождения в зависимости от глубины

залегания (Составил И.И.Нестеров) по материалам А.М.Брехунцова и В.Н.Бородкина. Ж.Горные ведомости, №1, 2008)

Распределение залежей углеводородного сырья по фазовому состоянию в зависимости от термобарического коэффициента и энергетического потенциала органического вещества (РОВ)

пород.

1. Газовые в породах континентального генезиса. 4. Газоконденсатные.2. Газовые в породах морского генезиса. 5. Газоконденсатнонефтяные.3. Нефтегазовые. 6. Нефтяные.

Основные характеристики галактического года в эофанерозое (FZ4)

Основные характеристики геологического года и др. космических параметров определяющих геокатастрофы.

Наименование Геокатастроф и единицы их измерения Время

1. Перион. Время между Большими Взрывами; млн. лет 35200

2. Скорость вращения Солнечной системы по орбите Галактического года; км/сек.

250

3. Апогалактий орбиты Галактического года; килопарсеки 8,59

4. Перигалактий орбиты Галактического года; килопарсеки 7,12

5. Парсек; метры 3,0857*1016

6. Скорость пульсации Земли на границе ядра и мантии; см/год 1,0-10,0

7. Абстракционные единицы времени на 12 часов 00 минут 1900г.:

-Сутки в часах-- Год в сутках

24,0365,25

8. Длительность палеогода в начале возникновения Земли; сутки 888,0

9. Длительность суток на начало венда; часы 10,0

10.Длительность года, при сутках равным нулю; млн.лет 3150,0

11.Длительность суток через 3150 млн.лет; часы 40,0

12.Начало проона; млрд.лет 4,56

13.Начало протоона; млрд.лет 9,185

14.Начало галоона; млрд.лет 16,25

15.Начало Большого Взрыва; млрд. лет 18,55

16.Прогноз до будущего Большого Взрыва; млрд.лет 16,65

Доминанты в биоценозах исторических этапов жизни Земли

t = T (1-K-1)T = 635 млн.лет

Предполагаемые температуры приповерхностных водных бассейновна границе юры и мела России (по материалам В.А.Захарова и др.[1])

Структура адамонтанов нафтеновых нефтей Тюменской области

(Русское месторождение)

32

Зависимости массы к заряду (m/z) от длительности удержания адамантанов в различных типах (Ι-VΙ) нефтей и конденсатов из сеноманских отложений Западной

Сибири.

Адамонтаны конденсатов газовых залежей в сеноманских отложениях Западной Сибири (Пангодинское месторождение, скв. 65-Р, интервал 1266-

1272 м.)

34

Восточно-Эниторский участок. Масштаб 1:200000