Геологические предпосылки перспективности поисков месторождений сланцевого газа на южном обрамлении Западносибирской низменности

ООО «Геологическая сервисная компания», г. Томск

ООО «Нордимпериал», г. Томск, Россия

Томский филиал ФГУП «Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального ЗАО «Томко», г. Томск, Россия

С терминами «сланцевый газ», «сланцевая революция» в настоящее время связана терминологическая путаница. Она имеет под собой то основание, что нефтегазодобывающие компании в США работают с большей эффективностью, и связывается этот факт с применением технологий гидроразрыва и с определенными геологическими условиями залегания (сланцевые коллектора). Проблему развития технологий добычи уместнее обозначить, как стратегия локальной газификации регионов РФ и связана она не столько с геологическими проблемами, сколько с юридическими, такими как подсчет запасов, получение лицензии малыми предприятиями, льготное кредитование и налогообложение в зависимости от типа запасов углеводородного сырья.

Месторождения, относимые к сланцевому газу имеют следующими геологические характеристики:

– небольшая 200-1000 м глубина залегания залежей сланцевого газа, следовательно, низкое пластовое давление;

– при небольшом 2-10 мПа пластовом давлении, уменьшаются пропорционально давлению запасы, добыча при небольших депрессиях и при выпадении в пласт конденсата обуславливает дебиты ниже – 50 н.м3/сут., что позволяет считать такие запасы некондиционными для промышленной эксплуатации.

Зарубежный опыт добычи углеводородного сырья (УВС) из таких месторождений в районах с построенной инфраструктурой и близостью потребителей показал достаточную рентабельность работы таких промыслов.

Генетически сланцевый газ связан с месторождениями каменного угля и битуминозными породами, залегающими в геосинклинальных областях и их окраинах. При активизации геосинклинальных процессов горообразования в порово-трещинных ёмкостях горных (материнских) породах, возникают аномальновысокие пластовые давления, которые выдавливают флюиды в ближайшие платформенные области с осадочными породами, в которых величина пластовых давлений близка к гидростатическому. Чем дальше от геосинклинальных супердавлений, тем шире и выше становится поток (как из пульвилизатора).

Такое представление о миграции УВС подтверждается аномальновысоким (АВПД) пластовым давлением в глубоких (300-400м) продуктивных пластах на Уренгойском газовом месторождении и огромным этажом нефтегазоносности в его осадочном чехле.

По авторской версии генераторами УВС для Западной Сибири являлись молодые геосинклинальные области окружающие её. В открытых зонах этих областей залегают огромные скопления каменного угля, представленные Кузбасским, Экибастузским, Карагандинским, Минусинским и Челябинским угольными бассейнами и многокилометровыми толщами пород генерирующих жидкие углеводороды, которые хорошо изучены в Северной Хакассии [1].

В процессе горообразования в этих областях, растворённые в воде углеводороды, мигрировали в окружающие их области разгрузки и заполнили отлагающиеся в них осадочные породы.

Описанный генезис формирования УВС подтверждается – наличием битуминозности в известняках карбонового возраста обнажённых вдоль берегов реки Томи.

Аномально высокие градиенты давлений на окраинах Западно-Сибирской низменности во время интенсивной миграции растворённых углеводородов дают основания полагать, что выделение из них растворов возможно в высокоамплитудных ловушках с техническими, стратиграфическими и литологическими экранами.

По этой причине поиски залежей УВС на юге Западной Сибири, в антиклинальных сводовых ловушках, не увенчались успехом. На наш взгляд залежи УВС в этой области должны быть более надёжно экранированы: к таким типам ловушек можно отнести высокоамплитудные антиклинали с выклиниванием в своде пластов коллекторов – как «лысые» структуры в Чаинском НГН районе; или экранированные бортами каньонов, как Шеркалинская свита на Красноленинском своде [2] или стратиграфически экранированные бортами береговых зон ловушки типа Приразломного и Приобского месторождений на склоне Салымского свода. Такая предпосылка по поиску сложнопостроен-ных залежей побудила группу Томских учёных под руководством профессора НИ ТПУ разработать и практически опробовать оригинальную дистанционную технологию по выполнению перспективных на нефть и газ территорий [3].

Скважина Р-7 Трубачевская пробурена АО «ТОМ-КО» подтвердила достоверность полученных прогнозов путём получения признаков нефтегазоносности в 4-х пластах от юрских сланцев до песчаников сеномана. Визуально оценённые дебиты газа достигают 20-50 т.н.м3/сут. с конденсатным фактором порядка 20-50 см3/ м3. Эти результаты позволили авторам [3] оценить перспективы нефтегазоносности в целом ряде районов на юге Томской области, как позволяющие достичь экономической эффективности добычи УВС.

Учитывая близость этих зон к населённым пунктам, занимающимся сельским, лесным и промышленным хозяйством это УВС можно отнести к категории сланцевого газа и организовав его поиски и разведку, обосновать рентабельность его использования для развития местной промышленности и сельского хозяйства.

В целях ускорения поисков залежей УВС в этих зонах авторы [4] провели опытные геохимические работы и показали на ряде разрабатываемых месторождений нефти и газа возможность выявления конту- ров залежей по результатам наземной геохимической съёмки.

Авторы этой работы установили на ряде месторождений уменьшение количества (СН4) в почвенном газе в 2-3 раза внутри контура месторождений, то есть по приращению содержания углеводородных газов в подпочвенных слоях показывает отсутствие лов-шки, а над ловушкой содержание УВ газов значительно меньше.

Карта магнитного поля, составленная Антоновичем Р.М., по данным детальных и наземных съёмок показала возможность оценить рельеф поверхности фундамента и выявить перспективные зоны по контурам возможных ловушек.

В работе [6] описаны инновационные методы моделирования сложнопостроенных залежей. Оригинальность этого подхода заключается в использовании методики определения зон разуплотнения материалов, широко известной в строительстве объектов с искривлёнными поверхностями. В контексте проектирования разработки это соответствует кривизне сейсмических отражающих поверхностей. Оказалось, что точки концентрации напряжений хорошо коррелируются с зонами максимальной гидропроводности пласта. Такой подход позволяет заложить поисковые и разведочные скважины в места, в которых будут получены максимальные дебиты первыми разведочными скважинами, что до минимума сократит срок окупаемости проекта. Срок окупаемости так же будет минимизирован за счёт применения ресурсо-сберегающих технологий, проектируемых при строительстве скважин.

– облегчение конструкции скважины за счёт малого её диаметра при эксплуатационной колонне Ø 89 мм. Для бурения таких скважин разработан имплозивный переводник конструкции В.И. Номина (ПИН) его достоинства:

• –    создаёт дополнительную центростремительную нагрузку на долото;

• –    снижает давление столба жидкости на забой, за счёт этого увеличивается механическая скорость бурения;

• –    предотвращается опережающее проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт, за счет этого повышается информативность промыслово - геофизических исследований;

• –    для вторичного вскрытия пластов в обсаженной скважине разработан и прошел промысловые испытания гидропескоструйный перфоратор [8].

Этот аппарат позволяет в течение 40-50 минут прорезать 4-6 щелей шириной 40-60 мм, глубиной от стенки скважины до 5-10 метров и высотой 0,6-1,2 м, но главное его преимущество перед гидроразрывом пласта в том, что кольцевые напряжения не сжимают стенки щели, а концентрируются на их окончаниях, и за счёт этого фильтрационная способность системы пласт скважина не уменьшается в течении всего периода эксплуатации скважины.

При проектировании системы разработки рекомендуется использовать технологию, описанную в патенте на изобретение № 2308594, предусматривающую очаговое расположение скважин в высокодебитных зонах.

Для добычи нефти с любыми физическими свойствами и газа, при условиях неполного выноса конденсата и его накоплении в стволе скважины, что вполне реально при низких (4-7 мПа) пластовых давлениях, разработана конструкция струйного насоса для скважин сверхмалого диаметра с эксплуатационной колонной 89 мм и НКТ диаметром 42 мм.

Томский филиал Сибирского НИИ геологии геофизики и минерального сырья готов научно обосновать, выполнить все необходимые проектные работы, осуществить авторский надзор и супервайзерское сопровождение при производстве всех видов геологоразведочных работ и пробной эксплуатации промысловых объектов с целью обеспечить их высокую экономическую эффективность при минимизированных сроках окупаемости проектов.