Специалисты компании Недра-Консалт занимаются изучением феномена естественного восполнения запасов углеводородов (УВ) на разрабатываемых месторождениях и оценкой возможностей его практического применения. Этот эффект был зафиксирован в 90-х годах прошлого века на истощенных месторождениях Чечни, находящихся до этого в эксплуатации 50 и более лет. Здесь было отмечено явление восстановления нефтяных дебитов в полностью обводненных, ранее простаивающих долгое время скважинах. Вначале это связывали с недооцененностью извлекаемых запасов, либо с миграцией остаточной нефти, вследствие воздействия сил гравитации. Однако, к началу 2000-х годов явление восполнения запасов УВ в эксплуатируемых залежах было отмечено практически во всех «старых» нефтегазоносных провинциях (Волго-Уральской, Северо-Кавказской и др.), где месторождения эксплуатировались, начиная с 40-50-х и более ранних годов.
К настоящему времени в литературе описаны многочисленные факты, когда месторождения, даже завершенные разработкой и с исчерпанными коэффициентами извлечения нефти (КИН), могут в течении времени восстанавливать свои запасы и вновь становиться объектами разработки. Большинство исследователей объясняет пополнение запасов эксплуатируемых месторождений подтоком новых порций нефти по глубинным разломам. Все больше геологов склоняется к мнению, что залежи нефти и газа имеют молодой возраст, и их формирование происходит и в настоящее время. Современными исследованиями установлено, что нефтяные и газовые месторождения связаны с нефтегазопроводящими разломами, за счет деятельности которых они, предположительно, и сформировались (сейсмический разрез по одному из месторождений Западной Сибири, связанному с интенсивной разломной тектоникой, показан на Рисунке 1).
Рис. 1. Композитный сейсмический разрез, иллюстрирующий разломную тектонику на нефтяном месторождении
В процессе разработки месторождений эти каналы могут активизироваться и пополнять ловушки новыми порциями углеводородных флюидов.
Описанный эффект объективно существует и может быть использован для получения дополнительных объемов нефти на считавшихся ранее «истощенными» скважинах и месторождениях. При этом затраты на такую дополнительную добычу будут минимальными, т.к. предполагается использование ранее пробуренных скважины и инфраструктуры.
Истощенные скважины Ромашкинского месторождения нефти
В процессе изучения эффекта современного поступления углеводородных флюидов в процессе разработки месторождений наши специалисты все больше убеждаются в его повсеместном распространении. Так опубликованные результаты анализа геолого-промысловых данных работы скважин Ромашкинского месторождения, введенного в разработку в конце 40-х годов прошлого века, показали наличие подтока в залежи новых порций нефти. Более того, геологам удалось по ряду критериев из огромного количества скважин выделить те, в которые подток «новой» нефти происходил наиболее интенсивно (т.н. «аномальные» или «инверсионные» скважины). Были выявлены сотни скважин, в которых долговременное падение дебитов внезапно сменялось их ростом. Отметим то важное обстоятельство, что «новая» нефть отличается от «местной» по целому ряду физических и геохимических параметров. Аналогичные процессы естественного восполнения запасов нефти отмечены на многих разрабатываемых месторождениях Урало-Поволжья, Татарии, Оренбурга и других нефтедобывающих регионов России. Предполагаемая схема восполнения запасов показана на Рисунке 2.
Рис. 2. Схема восполнения запасов месторождений по глубинным
разломам из каталитических «нефтематеринских» зон
Проведенные нами исследования однозначно показали, что нефть и газ являются возобновляемыми природными ресурсами. На примере многих месторождений Самарской области установлено, что при их разработке запасы нефти, как геологические, так и извлекаемые, восстанавливались в объемах даже превосходящих первоначальные. Установлено, что, если добыча углеводородов производится с темпом отбора, превосходящим темп подпитки, то месторождение в какой-то момент обводняется и переводится а категорию «истощенных». Однако, через некоторое время (измеряемое зачастую несколькими годами), месторождение и расположенные на нем скважины могут реабилитироваться и могут быть опять введены в разработку. Наиболее перспективными в этом случае являются скважины, расположенные непосредственно в зонах подпитки.
Комплекс работ по выявлению восстановленных месторождений
Нами определены критерии, а так же эффективный комплекс работ для надежного выявления на «истощенных» месторождениях участков восполнения запасов и «инверсионных» скважин, которые могут представлять интерес для возобновления добычи нефти. Работы по выбору перспективных «истощенных» месторождений, их реабилитации и организации добычи «новой» нефти предполагается проводить в два этапа.
На первом этапе проводится анализ сейсмических материалов, результатов промыслово-геологических и геофизических исследований скважин, а так же результатов геохимических исследований нефтей. Целевым назначением этих работ является локализация на месторождениях зон возможного естественного подтока «новой нефти» и выбор перспективных скважин-кандидатов на расконсервацию (разликвидацию) и последующую организацию добычи.
На втором этапе работ осуществляются проектные работы на реабилитацию скважин, организацию добычи нефти и проведение дополнительных сейсмических и геолого-геофизических исследований, направленных на изучение выявленных. локализацию новых участков восполнения запасов и, соответственно, на увеличение объемов добычи. Разработанный комплекс работ является эксклюзивной разработкой нашей компании, он может быть положен в основу бизнес-проекта (стартапа), реализация которого позволит организовать добычу «новой» нефти на «истощенных» месторождениях. При этом затраты инвестора предполагаются минимальными, т.к. на первых этапах работ предлагается использование уже пробуренных скважин и имеющейся на месторождении инфраструктуры.
Месторождения западной Сибири
Итак, нами рассмотрены примеры, доказывающие существование явления восполнения запасов на долгое время эксплуатируемых месторождениях в «старых» нефтегазоносных провинциях. Считаем накопление геологами знаний об этом феномене предпосылкой к «тихой революции» в нефтяной промышленности. В связи с этим продолжаем анализ российских и зарубежных публикаций по этому вопросу, что необходимо для создания интеллектуальной основы для учета и практического применения эффекта естественного восполнения запасов в нашей практической деятельности.
Убедившись в повсеместном распространении явления естественной реабилитации месторождений и отдельных скважин в «старых» нефтедобывающих провинциях, мы задались вопросом, а как у нас в Западной Сибири с восполнением добытых на месторождениях запасов УВ? Оказывается «все в порядке». Опубликованы данные наблюдений на крупных разрабатываемых месторождениях ЯНАО — Верхнеколикеганскому, Северо-Губкинскому и др., которые показали изменение состава нефтей от одной добывающей скважины к другой, что объясняется авторами притоком УВ по тектоническим трещинам и разломам из более глубоко расположенных очагов генерации УВ. При этом они отмечают, что деструкции земной коры-проводники восходящих потоков УВ, достаточно хорошо трассируются на временных сейсмических профилях.
Отмечается так же, что на названных месторождениях пробы нефтей из скважин, расположенных в зоне нарушений, имеют меньшую плотность, больший выход бензиновых фракций и более высокие значения отношения изопренанов пристан-фитан, чем пробы из части залежи, находящейся в зоне меньшего влияния восходящего флюидного потока и отражающие нефти более раннего поступления.
Проведенные промысловыми геологами наблюдения свидетельствуют, во-первых, о значительных скоростях не только генерации УВ, но и движения их растворов через транзитные зоны в земной коре по имеющимся в ней системам тектонических трещин и нарушений. В приуроченности подавляющего числа месторождений Западной Сибири к системам региональных разломов земной коры легко убедиться, сравнивая схему размещения месторождений Западной Сибири (Рис.3) со схемой структурно-тектонического районирования домезозойского основания Западно-Сибирской плиты. Как показывает анализ сейсмических материалов, наряду с региональными разломами под каждым месторождением существуют системы локальных тектонических деструкций (Рис.4), часть из которых, очевидно, обладают вертикальной проницаемостью для флюидов, «питающих» залежи УВ. Авторы настоящей публикации неоднократно убеждались в этом, когда встречались с «аномальными» скважинами, в которых пластовая температура на несколько десятков градусов превосходила этот показатель в соседних скважинах. Очевидно, эти аномальные скважины находились непосредственно в зонах естественной подпитки и, соответственно, такие скважины представляют наибольший интерес с точки зрения их последующей реабилитации.
Рис. 3. Схема размещения месторождений нефти и газа Западной Сибири
Рис. 4. Схема структурно-тектонического районирования домезозойского основания Западно-Сибирской плиты
(В. С. Сурков, В. И. Лотышев, Л. В. Смирнов и др., 2006 год)
Все сказанное, если окажется справедливым, потребует коренного пересмотра принципов разработки нефтяных и газовых месторождений, располагающихся в современных, интенсивно генерирующих УВ, бассейнах.
Очевидно, что исходя из темпов генерации, разработка месторождений должна планироваться таким образом, чтобы скорость отбора находилась в определенном соотношении со скоростью поступления УВ из очагов генерации. При этом условии месторождения будут находиться в режиме естественного пополнения своих запасов и «работать» неограниченно долгое время. Таким образом, многие месторождения будут действовать сотни лет, давая устойчивую и сбалансированную масштабом генерации УВ добычу.
Констатируем, что в последние годы все больше геологов убеждаются в том, что нефть и газ — возобновляемые природные ископаемые и их освоение должно строиться, исходя из научно обоснованного баланса объемов естественной генерации УВ и возможностей отбора в процессе эксплуатации месторождений. Это особенно важно для небольших компаний с ограниченными активами, которые, после интенсивных отборов УВ в скважинах, быстро «истощаются», добыча падает, значительно снижается пластовое давление. Соблюдение указанного выше баланса позволит значительно продлить время работы месторождений и улучшить экономические показатели разработки. Для реализации в дальнейшем рассмотренной новой парадигмы разработки месторождений в работах для наших партнеров, продолжим анализ поступающей информации и новых идей в области естественного восполнения запасов.
Известно, что в вопросе происхождения нефти геологи разделены на два лагеря. Представители первого утверждают, что вся нефть и газ образовались из остатков органического вещества (ОВ), которое в течение миллионов лет накапливалось на дне древних морей. ОВ, погружаясь на глубину земных недр, в результате химических преобразований превращалось в кероген — источник рассеянной микронефти, которая, в процессе миграции из нефтематеринских толщ в разного типа ловушки, формировала залежи УВ. Эта теория преобладала долгое время, однако в последние годы появлялось все больше фактов, которые она не могла объяснить. Так компания ВР в 2009 году объявила об открытии крупного месторождения Tiber Oilfild в Мексиканском заливе на глубине более 10 тыс. м при толще воды более 1200 м. На такой глубине в недрах Земли отсутствуют нефтематеринские породы, как и условия сохранения залежей нефти. Специалисты той же ВР в конце 2014 года подсчитали, что в регионе Ближнего и Среднего Востока сосредоточено около 50% мировых запасов нефти и более 40% природного газа. В то же время, в соответствии с общепризнанными геохимическими данными осадочные породы региона могут генерировать не более 6% подтвержденных запасов. Рассмотренные факты не могут быть объяснены с позиций классической теории органического происхождения нефти.
Согласно второй, абиогенной концепции происхождения нефти, генерация углеводородов происходит в глубинах Земли. Предполагается, что по глубинным разломам они мигрируют в верхние слои и накапливаются в ловушках в виде залежей. Надо отметить, что эта концепция находит лабораторное подтверждение. Так в публикации проф. Кучерова А.П. (2014 г.) приведены результаты лабораторных экспериментов по абиогенному (неорганическому) синтезу УВ в условиях, сходных с условиями верхней мантии на глубинах 100-150 км, где давление достигает 50 тыс. атмосфер, а температура 1200 градусов. Были получены устойчивые углеводородные системы, сходные по составы с природным газом, которые могут служить основой для синтеза нефти. Многочисленными экспериментами, поставленными учеными разных стран доказано, что формирование нефти может происходить в земной коре в условиях температур ниже 400 градусов. Этот процесс носит пульсационный характер, тем самым обеспечивая возможность подпитки месторождений нефти и газа.
В этом случае также есть «нефтематеринские» породы. Это каталитические зоны земной коры. Именно там, как предполагают «неоганики» и рождается нефть в результате каталитического синтеза, основой которого служат абиогенные глубинные углеводороды.
Рассмотрим вопрос подпитки месторождений в свете новых данных исследований литосферы Земли. Интересные сведения, напрямую касающиеся, на наш взгляд, вопроса происхождения нефти, приведены в последнем номере журнала Nature (март 2020 г.). В статье группы американских и китайских ученых описаны результаты морского бурения в районе Западно-Индийского хребта. В этой области поднимающаяся из недр магма выталкивает наверх массы литосферы, облегчая доступ к ней. Бурение проведено на глубине воды 700 м, всего пройдено бурением с отбором керна 800 м горных пород (Рис.5).
Рис. 5. Схема бурения океанского дна Западно-Индийского хребта. © Li at al, 2020
В поднятых при бурении образцах керна обнаружены многочисленные сообщества автотрофных (способных самостоятельно производить органические соединения из неорганических) микробов и бактерий. Авторы отмечают, что «эти «глубинные» микробы могут играть значительную роль в обороте органического углерода в масштабах целой планеты. Руководитель экспедиции В. Эдгкомб пишет «если оценить объем «глубинной» биосферы, в том числе океанической коры, то в сумме она способна вовлекать в оборот огромные количества углерода».
Бактерии, непрерывно генерирующие значительные объемы углеводородов
В последнем номере журнала Communications Biology (02.02.2020 г.) опубликованы результаты бурения дна Атлантического океана в районе между Таити и Новой Зеландией на глубине воды 5,7 км. Всего пройдено бурением 125 м, включая 40 вулканической породы. Возраст пород оценивается от 13,5 до 104 млн.лет. Образцы керна тщательно герметизировались и исследовались в лаборатории. Установлено, что в трещинах и микротрещинах поднятых образцов так же присутствуют многочисленные микробные сообщества (Рис.6).
Рис. 6. Образец породы, поднятый с глубины 122 метров ниже дна, под небольшим (слева) и сильным (справа) увеличением, в обычном свете (левая часть обеих картинок) и в флуоресцентном (правая). Базальтовые породы — серые, глинистые минералы — оранжевые, бактериальные клетки — зеленые. © Suzuki et al., 2020 г.
Исследования «глубинной» биосферы в последние годы проводятся все шире. Организмы, существующие на большой глубине, обнаруживаются повсеместно: их находят в скважинах, уходящих на километры в толщу материковой коры и ниже океанского дна. Предполагается, что масштабы «глубинной» биосферы громадны, и на нее приходится до 90 процентов массы всех бактерий и архей (одноклеточные микроорганизмы) Земли, а это, по оценкам ученых, может составлять десятки и сотни миллиардов тонн.
Таким образом, как показали приведенные выше новые результаты исследований, в глубинной биосфере установлено преобладание гетеротрофных бактерий, непрерывно генерирующих значительные объемы углеводородов в литосфере планеты из неорганических соединений. Мигрируя по зонам деструкции земной коры, углеводороды скапливаются в ловушках различного типа, образуя залежи и месторождения нефти и газа.
Если описанный механизм образования нефтегазовых скоплений справедлив, то под каждым гигантским или крупным нефтегазовым месторождением должна существовать сеть глубинных разломов. Так оно и есть. Ранее мы показали, что все без исключения гигантские и крупные нефтяные и газовые месторождения и большинство средних и мелких «сидят» на сети региональных и локальных глубинных разломов, служащих каналами их подпитки глубинными углеводородами.
Все сказанное выше, на наш взгляд, имеет огромное практическое значение т.к. во-первых свидетельствует о принципиальной возможности современной генерации и миграции углеводородов и во-вторых о их неисчерпаемости и необходимости нового подхода к оценке добычных возможностей «истощенных» месторождений и скважин.
Геосолитонная теория
Проведенные исследования показали, что объем «глубинной» биосферы может играть значительную роль в обороте органического углерода в масштабах Земли, а значит — создавать условия для современной генерации УВ и определять неисчерпаемость углеводородного потенциала планеты.
Как отмечалось нами ранее, основными каналами «подпитки» месторождений новыми запасами служат тектонические разломы, что общепризнанно и в чем легко убедиться, сопоставив карту размещения месторождений Западной Сибири со схемой тектоники домезозойского основания Западно-Сибирской плиты, где показаны основные элементы разломной тектоники.
Анализ публикаций, посвященных вертикальной миграции УВ из глубинных источников генерации, показал, что в последние годы все большее развитие получает геосолитонная теория образования месторождений нефти и газа. Самой продвинутой в разработке геосолитонной концепции явилась группа тюменских ученых во главе с доктором геолого-минералогических наук Р.М. Бембелем. Согласно этой теории, формирование месторождений происходило (и происходит) за счет поступления УВ из недр Земли по геосолитонным трубкам, которые представляют собой субвертикальные узкие зоны, уходящие глубоко в фундамент. Предполагается, что это участки деструкций горных пород, возникших в результате многократно повторяющихся в течение длительного геологического времени геодинамических (геосолитонных) воздействий. Траектории геосолитонов образовали так называемые «столбы», которые мы видим на сейсмических разрезах в виде субвертикальных узких зон ослабления сейсмической записи. В качестве демонстрации классических геосолитонов, приведем временной сейсмический разрез через Мессояхское месторождение (Рис.7), на котором видны описанные зоны, наиболее выраженная из которых проходит через сводовую часть структуры.
Рис. 7. Временной сейсмический разрез через Мессояхское месторождений, северо-восток Западной Сибири
Всесторонние исследования геосолитонных трубок были проведены учеными в 2008 году на Пулытьинском месторождении. Комплекс исследований включал объемную сейсморазведку, детальные грави- и магниторазведку, тепловые измерения, и глубокий геохимический анализ в осевой части трубки и за ее пределами. На Рисунке 8 показано изображение геосолитонной трубки в трехмерном волновом поле.
Рис. 8. Пулытьинское месторождение. Композиция горизонтального и вертикального сечения волнового поля
по материалам 3D-сейсморазведки, проходящего через геосолитонную трубку
По мнению сторонников геосолитонной концепции, энергия солитонов расходуется как на тектонические процессы, в т.ч. на образование структурных элементов и зон трещиноватости – каналов миграции глубинных флюидов, так и на массоперенос глубинных газов (водорода, метана и других углеводородов), что обеспечивает формирование и «подпитку» залежей нефти и газа в этих же элементах. Авторы рассматриваемой концепции пришли к выводу, что «современные геосолитонные процессы, очевидно, являются основным источником восстановления запасов углеводородов на разрабатываемых месторождениях». Взрывная геосолитонная дегазация недр является одной из главных причин многих неотектонических процессов в т.ч. отражающихся на поверхности Земли в виде кратеров, которые в последнее время все чаще находят в тундре Ямала (Рис.9).
Рис. 9. Кратер газового выброса, полуостров Ямал, ЯНАО
Всего, по данным департамента по инновациям и науке ЯНАО, учеными на Ямале выявлено более 200 кратеров газовых выбросов, большинство из которых заполнены водой и представляют собой озера круглой формы.
Таким образом, образование углеводородов и формирование их залежей в геосолитонной концепции связано, в первую очередь, с вертикальной миграцией глубинных газов и, во вторую очередь с взаимодействием этих глубинных газов с биосферой Земли и органическим веществом в осадочных отложениях.
Конечно, механизмы генерации углеводородов и их миграции в настоящей публикации рассмотрены лишь схематически, но, тем не менее, на этой основе можно сделать два важных вывода, имеющих практическое значение для разработки методов реабилитации «истощенных месторождений».
Первый вывод заключается в том, что нефть и природный газ являются возобновляемыми естественным образом природными ресурсами. Поэтому, в идеальном варианте, освоение месторождений углеводородного сырья должно вестись с учетом баланса объемов подпитки УВ и темпами их отбора. Понятно, что не всегда этого можно достичь, т.к. скорость подпитки, скорее всего, может существенно отличаться как на разных залежах, так и разных районах одной залежи. Те не менее, примеры нахождения такого баланса в литературе имеются.
Второй вывод – подпитка залежей осуществляется путем миграции УВ по каналам, которыми могут являться как «традиционные» тектонические разломы, так и геосолитонные трубки, образующиеся в земной коре в следствие процессов дегазации недр планеты.
Разработка методов идентификации возможных каналов подпитки месторождений является ключевой задачей при решении как вопросов поиска месторождений, так и их реабилитации в процессе разработки и после «истощения» запасов.
