О западноевропейском опыте исследования нефтегазоносности больших глубин

До Второй мировой войны топливноэнергетическое хозяйство зарубежной Европы ориентировалось в основном на собственные энергоресурсы, однако в послевоенный период произошли кардинальные изменения, связанные со сдвигами в структуре потребления топлива. В качестве одной из тенденций XX и начала XXI в. можно отметить неуклонное снижение обеспеченности собственными энергоресурсами стран региона (к концу 2010 г. она сократилась до 20 %). Еще одной тенденцией последнего времени является непрерывное увеличение потребления нефти и газа. Так, потребление газа к 2007 г. достигло почти 550 млрд м3. Это означает, что газовый рынок зарубежной Европы по объему годового потребления (17 % мирового) уступает только рынкам Северной Америки (26 %) и стран СНГ (22 %), а согласно прогнозу газового баланса зарубежной Европы к 2015 г.

спрос на природный газ в этом регионе может возрасти до 640 млрд м3. Все эти факторы заставили страны Европы пересмотреть свою политику в добыче и разведке ресурсов нефти и газа, что привело к существенному прогрессу в нефтегазовой геологии, в частности исследованию нефтегазоносности на глубинах более 4-5 км.

Вообще, поиски и добыча нефти в Западной Европе ведутся с давних времен. За все время развития нефтегазовой отрасли было выделено более десятка крупных и мелких нефтегазоносных бассейнов, открыто более 10000 месторождений нефти и газа, а также пробурено огромное количество скважин различной глубины (рис.1). В связи с этим именно в Европе по мере развития работ бурение интенсивно продвигалось на большие глубины, а в связи с нехваткой разведанных запасов на малых глубинах эта интенсивность стала увеличиваться в разы. В табл. 1 и 2

ГЛ -1 • - 2   0-3  |-4

Рис.1. Примеры глубоких и сверхглубоких скважин и месторождений УВ Западной Европы на больших глубинах: 1 - границы нефтегазоносных бассейнов: 2 - месторождения нефти (глубина основной залежи): 3 - месторождения газа и газоконденсата (глубина основной залежи): 4 - глубокие и сверхглубокие скважины (глубина скважины, м/глубина моря, м): I Североморский: II Северо-Западногерманский: III - Германско-Польский: IV- Балтийский: V- Венский: VI - Предальпийский (Молассовый): VII - Паннонский: VIII - Парижский: IX - Адриатического моря: X-реки По: XI - Аквитанский: XII - Предкарпатско-Балканский

приведены примеры самых глубоких скважин и залежей УВ в западноевропейских странах.

Во Франции глубокое бурение начало активно развиваться после открытия в конце 50-х гг. в Аквитанском НГБ месторождения Лак, определившего высокие перспективы юрских и меловых отложений в погруженной зоне этого бассейна. В последующие годы в интервале глубин НГБ от 4 до 6,5 км было открыто еще 3 месторождения, наиболее крупное из которых Мейон-Сен-Фо, как и Лак, обогащенное сероводородом до 15%. Разведанные запасы га за глубоких горизонтов превышают 500 млрд м3. Самой глубокой скважиной района является Беренкс-2 глубиной 6557м [6].

НГБ реки По выделяется многими исследователями на севере Италии. Иногда бассейн рассматривается в составе Адриатического НГБ. Материнские породы в бассейне выявлены в миоценовых и мезозойских отложениях, а основная часть залежей УВ - в породах плейстоцена и миоцена. Развитие нефтегазоматеринских пород также предполагалось в глубокозалегающих j

Таблица 1. Примеры глубоких и сверхглубоких скважин в Западной Европе

Нефтегазоносный бассейн	Страна	Скважина	Глубина, и	Породы на забое, возраст	Результаты
Германско-Польский	Германия	Пархим-1	7030	Pz	Изучено глубинное геологическое строение СевероГерманской впадины Восточно-Германского бассейна, вскрыт палеозой
Венский	Австрия	Пистердорф 1- A-UT	8553	J	С глубины 7544 м получен приток газа дебитом 1,3 млн м’/сут и содержанием метана 98%
Реки По	Италия	Мал осса-2	6471	Ti. формация есино	Вскрыта нефтегазовая залежь ниже 6 км (начальные ресурсы нефти - 40 млн г. газа - 50 млрд mj)
Реки По	Италия	Вилла Фортуна- 1	6197	Т	2003 г., нефть в интервале 5 5 00-5900м , плотность 0,815 г см". дебит 795-990 mj сут
Адриатический	Италия	Темпе Дэмма-1	6186	T-J	Скважина вскрыла на глубине 4800-5037 м залежь нефти, дебит 207 тсуг при средней плотности нефти 0,95 г см’’
Адриатический	Италия	Волгу рино-1	5475	T-J	Газопроявление ниже 5000 м
Предкарпатско-Балканский	Румыния	Гергяс-1	6200	Т-Р	С глубины 6200 м получен промышленный приток нефти
Паннонский	Венгрия	Мако-7	6085	Ni	Выявлены интервалы нефтегазоносности отложений на глубинах более 5000 м
Паннонский	Венгрия	Магу арча над-1	4272	Ni	Оценка нефтеносности в формациях эндред и жолнок
Паннонский	Венгрия	Ход-1	5842	Ni	Газопроявления на глубине 5 30 0-5400 м
Аквитанский	Франция	Беренск-2	6557	Pz	Получены мощные фонтаны газа на глубинах более 4000 м

Таблица 2. Примеры елубоконогруженных залежей в Западной Европе

Нефтегазоносный бассейн, страна	Месторождение	Глубина продуктивных горизонтов, и	Нефтегазонос-нос-ность	Геологический возраст вмещаю щаю-щик пород	Литология продуктивных отложе ний	Гни коллектора	Обшпе сведения
Североморский, Великобритания	Элджин -Франклнн	5250-6100 (море 93100 м)	Газоконденсат	I	Песчаники	Поровый	Запасы Элджин-Фрэнклин 60 млрд м" конденсата, 256 млрд м' газа, пористость до 30%, проницаемость до 1 Дарен
Аквитанский. Франция	Лак	3500-5200	Газ	К13	Известняки, доломиты	Поровый, трещинный	Тпл=130 “С: Рил =60.3 МПа. Запасы газа оцениваются в 249 млрд м'. Состав газа. %: СН+-69.23; CnHj-3,3; С3НВ-1,11; КЩю-ОД!; n- C5Hi2-O,31: СбН14+высш.-0,М; COj-lO; H2S -15,23
Паннонский, Венгрия	Мако	4000-5698	Газ	Ni	Терригенные	Поровый	Мако обеспечен извлекаемыми запасами до 1550 млрд м3 природного газа
Бассейн реки По. Италия	Малосса	4900 -5900	Нефть, газ	Г	Доломиты	Поровый, трещинный	Самая глубокая эксплуатируемая залежь Европы с Ко АВПД более 1,7 , ГЕН на глубине 5900 м
Северогерман-с ко-Поль с кий. Германия	Шмарбек	4600	Газ	Р:	Песчаники	Поровый	Экранируются солью цехштейна. Заласы менее 50 млрд м"
Венский. Австрия	Шёнкирхен-Убертиф	6009	Нефть, газ	Г	Песчаники, алевролиты	Поровый	Рил - 60,3 МПа, Тпл - 176 °C, плотность нефти 0.851 г/см . парафины - 2 %. Состав газа.% : СН4-8З.98; С-Н6-0,78; CsHs-0,20; ьСЛю-ОДэ; п-С^ю-0.09; CsHi^0,08; СбНм+высш.-ОЗЗ; СО-10.95; N2-l, 10; H2S -2,45

О западноевропейском опыте исследования нефтегазоносности больших глубин 73

триасовых комплексах, залежи в которых выявлены лишь в последние годы.

В прошлом в Италии все бурение проводилось на относительно небольшие глубины, но использование новых методов в сейсморазведке показало наличие структур на глубинах ниже 5000 м, после чего они были исследованы бурением. Так, в западной части долины р. По выявлено несколько нефтяных и газовых месторождений в альпийских сжатых структурах на глубинах более 5000 м. Месторождения нефти найдены в мезозойских растянутых структурах (виллафортуна-трекатского типа), нефтяная система состоит из триасовых резервуаров и материнских пород. Стимулом для современного «бума» поисково-разведочных работ в Италии явился не только рост цен на энергоносители, но и открытие компанией Аджип нефтяных месторождений Малос-са вблизи Милана и Вилла-Фортуна. Газоконденсатное месторождение Малосса, обнаруженное в 1973 г., стало одним из первых открытий в мезозойской зоне на глубинах более 5500 м в бассейне р. По. Самой глубокой на месторождении является скважина Малосса-2, забой которой находится в доломитах триаса формации есино на глубине 6471 м. Кроме этого, из интервалов 4700-6200 м в глубоких скважинах 1-Равицца (с глубины 4700 м), Баг-ноло (5600 м) и других получены мощные фонтаны нефти и газа с конденсатом (рис.2) [5].

Месторождение Темпа Росса, обнаруженное при бурении скважины Темпа Росса-1 (забой 4956 м) является континентальным нефтяным месторождением в Италии, располагающимся в Базиликском регионе. Еще одной скважиной Темпа Дэмма-1 (6200 м) вскрыта мощная (более 1 км) нефтенасыщенная толща, в нижней части залежи в интервалах глубин 48005037 м и 4479-4730 м были получены притоки нефти. По предварительным оценкам суммарные запасы месторождения содержат более 200 млн баррелей нефти. На месторождении пробурено более 10 скважин ниже 6 км [2]. В Паннонском НГБ, рас положенном на территориях Венгрии, Румынии, Сербии, Черногории, а также частично Австрии, Словакии, Польши и стран бывшей Югославии и Украины, наиболее изучен венгерский прогиб Мако, где пробурен ряд скважин ниже 5 км. Так, например, на месторождении Мако, известном еще с 1960 гг., газоносность, отмеченная в формациях жолнок и эндред на глубинах около 3200 м, сохраняется до глубины 5689 м. Эти данные получены на основе бурения сверхглубоких скважин Мако 6 (5692 м), Мако 7 (6085м) [3].

Венский бассейн в пределах Австрии характеризуется большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности и многозалежностью месторождений. В Австрии глубокое бурение с целью разведки мезозойско-кайнозойских преимущественно флишевых формаций ведется с 1964 г. В результате в предальпийской части Венского нефтегазоносного бассейна в триасовых отложениях открыты месторождения Шенкирхен-Убертиф (газовое) на глубине 5500 м и Матцен (газоконденсатное) - 5520 м, а основной глубинный диапазон разрабатываемых залежей от 500 до 5500 м.

Предальпийский нефтегазоносный бассейн расположен на юге Германии, Западной Австрии и Восточной Швейцарии.

Первое в Швейцарии промышленное месторождение газа с запасами 75-180 млрд м3 было открыто при бурении глубокой скважины 1-Энтлебух. Фонтан газа дебитом 125 тыс. м3/сут получен с глубины 5289 м из палеокарстовых юрских известняков в основании молассовой зоны Предальпийского прогиба.

Наиболее известной австрийской сверхглубокой поисково-параметрической скважиной является скв. 1-A-UT (забой 8553 м) на месторождении Цистердорф, где из юрских карбонатов с глубины 7544 м получен приток газа дебитом 1,3 млн м3/сут и содержанием метана 98 %. Мальмские (альб-сеноманские) карбонаты зоны Предальпийского прогиба промышленно газоносны на крайнем западе

Ravizza

Bagnolo in Piano

Рис.2. Геологическое строение района

Австрии, где в скв. 1-Зальцберг с глубины 5604 м был получен мощный фонтан газа, а скв. 1-Маунштренк дала большой приток газа с глубины 5941 м.

Предкарпатско-Балканский НГБ расположен в основном в пределах Румынии, Словакии и Болгарии. На территории бассейна открыто более 255 месторождений, большая часть расположена на территории Румынии. Промышленная газоносность живетских известняков, участвующих в строении доальпийского фундамента Предкарпатского прогиба доказана глубоким бурением в Словакии, где нефтепроявления зафиксированы на глубине 5000 м в скв. 1-Немчички, а промышленный приток нефти получен с отметки 6200 м в старом румынском нефтяном районе Гергяс.

В восточной части Польских Карпат, выделяемой рядом исследователей Северокарпатской нефтегазоносной провинции, была пробурена самая глубокая в Польше разведочная скважина на нефть и газ - Пашова-1. Ее глубина 7210 м, а за-

'есторождений Багноло-Рави бой находится в альбских отложениях. В процессе бурения здесь отмечались довольно интенсивные газопроявления, особенно в интервале 7050-7210 м.

В пределах Северогерманско-Поль-ского НГБ глубокие залежи УВ более 20 лет назад выявлены в Германии в ареалах зон газонакопления вала Помпецкого и Альтмарк: небольшие залежи обнаружены на глубинах 4170 м (месторождение Варденбург) и 4600 м (месторождение Шмар-бек), а наиболее глубокими скважинами являются Пархим 1(7030 м) и Миров-1(8009 м).

В последние годы наиболее активно геологоразведочные и поисковые работы на больших глубинах в странах Западной Европы проводились в шельфовых зонах. В Североморском НГБ, где сосредоточены основные месторождения как Великобритании, так и Норвегии, залежи нефти залегают в терригенных коллекторах юры и палеогена, в более глубоких горизонтах триаса и перми выявлены в основном газовые залежи.

Месторождения Элджин и Франклин являются крупнейшими среди разрабатываемых в британском секторе Северного моря (глубина моря 93-100 м). Общие запасы месторождений оцениваются в 60 млн м3 конденсата и 50 млрд м3 газа. Резервуары месторождений представлены юрскими песчаниками на глубинах более 5300 м. Главный резервуар месторождения Франклин, который именуется Фуль-мар, также сложен песчаниками и находится под влиянием жестких термобарических условий.

В норвежской части Северного моря залежи нефти в южной части сектора связаны с карбонатными коллекторами датского яруса. Глубины их залегания изменяются от 2900 до 3 3 00 м. В северной части сектора залежи приурочены к терригенным отложениям средней юры, глубины залегания которых 2400-4600 м. Так, газоконденсатное месторождение Кристин, расположенное на юго-западной части территории Халтен банк, в настоящее время разрабатывается 12 эксплуатационными скважинами. Месторождение располагается на глубине 370 м от водной поверхности, а глубина основных резервуаров составляет около 5000 м. Основные резервуары месторождения располагаются в юрских песчаниках формаций гари, иль и тофте. Запасы газа составляют 35,4 млрд м3 и 40,4 млн м3 конденсата [1].

На месторождении Восточный Там-бар, которое было обнаружено в 2007 г., залежи углеводородов расположены в отложениях поздней юры на глубинах более 4000 м. Глубина основного резервуара составляет 4200 м (верхняя юра, формация Ул а).

Следует отметить, что поисковоразведочные работы фактически уже вышли далеко за пределы собственно Северного моря и ведутся в акваториях Ирландского моря, Ла-Манша, в Норвежском море - на так называемом средненорвежском шельфе, где, кстати, они уже привели к открытию очень крупного газового месторождения Хальтенботтен (Хальтенбанкен), расположенного на широте г. Тронхейм и т.д. Основными проблемами района являются жесткие термобарические условия почти во всех открытых месторождениях на больших глубинах и менее благоприятные горногеологические условия залегания углеводородов к северу от 62-й параллели [4].

Основные теоретические основы проведения геологоразведочных работ на глубокие горизонты в Западной Европе связаны с осадочно-миграционной (органической) теорией происхождения УВ и представлениями о нефтяных системах, комплексах отложений, связанных между собой развитием процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. В связи с этим большое внимание уделяется распространению на больших глубинах нефтегазоматеринских пород, условиям генерации в них углеводородов и, как следствие, соотношению положения в геологическом пространстве в период генерации нефти и газа материнских пород, коллекторов, флюидоупоров и ловушек.

Значительное внимание в последнее время уделяется изучению нетрадиционных залежей нефти и газа, особенно в сланцах. Наиболее значительные запасы газов предполагаются во Франции, Польше и Норвегии. При оценке ресурсов газов и нефти сланцев обычно учитываются глубины залежей только до 2-2,5 км, что связано с экономическими проблемами добычи. В то же время в научной литературе обсуждается вопрос о возможном включении в оценку сланцев до глубины 5 км, где запасы газов в ряде регионов могут быть значительно выше, чем на небольших глубинах, а значит, рентабельны на современном этапе.

Важно отметить, что в Западной Европе проводилось не только сверхглубокое бурение в нефтегазоносных районах, но и так называемое научное сверхглубокое бурение. Так, в центральной части Швеции, в кратере, предположительно образовавшемся при ударе гигантского метеорита, была пробурена сверхглубокая скважина Гравберг (6,6 км), пожалуй, последняя в мире, поставленная для подтверждения неорганической теории происхождения нефти. В 1986 г. она достигла глубины 6600 м (вертикальная глубина 63 3 7 м) и не подтвердила возможность развития нефтегазоносности.

В Германии в конце 80-х гг. также была утверждена программа по научному бурению на континенте (Kontinentals Tief-bohrung), основными задачами которой было фиксирование состояния земной коры и происходящих в ней процессов, восстановление палеоусловий и палеопро- цессов и изучение механизма перемещения и транспортировки материала коры. Основные результаты в рамках этой программы дали пробуренные в конце 80-х гг. скважины КТВ (9100 м) и КТВ-спутник и сейсмопрофиль DEKORP-4 в районе Оберпфальца.