СКОЛЬКО НЕФТИ В НЕДРАХ БЕЛАРУСИ?

Виртуальная дискуссия «Углеводородные перспективы недр Беларуси». Часть 4

(Продолжение. Начало в № 1, 2, 3 - 2020 г.)

Виртуальная дискуссия «Углеводородные перспективы недр Беларуси» близится к логическому завершению. Ученым еще предстоит ответить на вопросы, имеющие особое отношение к нефтеперспективности недр Беларуси.

Напомним, в журналах «Вестник Белнефтехима» № 1—3 (168—170) за 2020 год эксперты ответили на вопросы:

Есть ли перспективы в наращивании разведанных запасов нефти и газа в Беларуси в целях увеличения их добычи?

Какие площади (участки), разрезы осадочного чехла Припятского прогиба следует включать дополнительно в анализ для расширения углеводородного потенциала Беларуси?

Каковы перспективы выявления залежей нефти в породах фундамента?

В этом номере журнала мы публикуем ответы экспертов на следующие вопросы.

Как вы оцениваете перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородного сырья в Беларуси?

 

Ярослав Грибик, заведующий лабораторией геотектоники и геофизики Института природопользования НАН Беларуси, кандидат геолого-минералогических наук, в 1999—2014 годы — главный геолог РУП «Белгеология»

— По нашей классификации к нетрадиционным источникам углеводородного сырья в недрах Беларуси относятся:

• - нефть в плотных породах месторождений, вязкая нефть плотных коллекторов, битуминозная брекчия соляных куполов;
• - газ, который приурочен к ловушкам глубоких горизонтов (более 5 тыс. м), диспергированный газ горных пород, газ девонских рассолов;
• - газогидраты (прогноз) — газогидраты Припятского прогиба и окраинных частей, газогидраты осадочного чехла Оршанского бассейна.

Каждый вид нетрадиционного углеводородного сырья характеризуется своими геологическими особенностями. Добыча таких УВ определяется технологическими возможностями и, самое главное, экономикой. На основании приведенных выше данных устанавливается временной период оценки и освоения залежей нетрадиционного углеводородного сырья Беларуси.

 

Петр Повжик, кандидат технических наук, доцент, заместитель генерального директора по геологии РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

— В настоящий момент обоснована целесообразность изучения и освоения нетрадиционных отложений в межсолевых резервуарах Припятского прогиба. Предложено начать комплексное изучение нетрадиционных отложений в пределах наиболее крупных истощенных («зрелых») месторождений, обеспеченных всей инфраструктурой добычи, для выявления дополнительного резерва добычи нефти и продления сроков их эксплуатации.

Наиболее интересным и перспективным объектом для отработки методов и технологий освоения нетрадиционных запасов УВ на начальной стадии являются I—III литологические пачки межсолевых отложений Речицкого месторождения. На основании комплексных лабораторных исследований обоснована перспективность изучения и освоения нетрадиционных коллекторов I—III пачек Речицкого месторождения для открытия в них залежей нефти.

 

Валерий Карпов, кандидат геолого-минералогических наук, заслуженный геолог Российской Федерации, член редакционного совета журнала «Недропользование ХХI век»

— Наибольшие перспективы имеют комплексы с признаками сланцевых природных резервуаров, приуроченных к тектонитам. Примерами таких залежей могут служить скопления в межсолевой толще Золотухинского, Южно-Домановичского, Каменского месторождений центра прогиба. Представляется, что здесь можно найти много схожего с тем, чем обладают природные резервуары в баженовской свите Западной Сибири — наиболее изученном сланцевом комплексе России, опыт освоения которого полезен при исследовании белорусских аналогов.

Большая часть особенностей формирования геологического образа объекта обусловлена тектоническим режимом контролирующего активного разлома.

Очевидно, что, определяя направления ГРР на нефть в сланцевых формациях, следует, прежде всего, ориентироваться на изучение зон динамически активных образований, среди которых наибольшими перспективами обладают рифты (палеорифты). Поиск нефти в тектонитах — весьма дорогостоящее мероприятие. Его риски можно минимизировать только путем создания и использования эффективной методики ведения нефтегазопоисковых работ, адаптированной к конкретным тектоническим условиям. Надо полагать, что в каждом конкретном регионе методика должна быть индивидуальной, но имеются и общие принципы. Самое главное условие состоит в том, чтобы в основу методики картирования тектонозависимых (сейсмогенных) ловушек УВ был заложен принцип мониторинга составляющих геодинамического поля. Как известно, повторное нивелирование выявляет наиболее активные зоны современных вертикальных движений, а сопоставление результатов дешифрирования разновременных аэрокосмоснимков позволяет трассировать тектонически активные линеаменты на неотектоническом этапе. По аналогии повторные наблюдения за изменениями сейсмического, теплового и гравимагнитного полей должны способствовать выявлению и подготовке таких объектов под глубокое бурение. 

Традиционный тип природного резервуара УВ обладает свойством сплошности развития как породы, так и флюида в коллекторе и может быть представлен в виде привычной для всех системы «флюид в породе». Природный резервуар в тектонитах, образованный благодаря активному разлому, отличается прерывистостью породы и сплошностью флюида в коллекторской его части, образует здесь систему «порода во флюиде» и поэтому обладает инвертным характером.  

 Степень изученности сланцевых образований весьма мала. Главные проблемы, ждущие своего окончательного решения, следующие:

• - генезис природного резервуара в тектонитах, определяющий как основы регионального и локального прогнозирования, так и рациональный способ разработки залежи;
• - тектонодинамическая карта территории развития тектонитов, содержащая палеоструктурные элементы, учитывающая историю тектонического развития, в том числе на завершающем этапе.

Реализация потенциала сланцевых образований — направление новое, грозящее стать «вечно молодым», а главное — чрезвычайно перспективное и сложное, практически не имеющее альтернативы по уровню развития инфраструктуры.

Есть основание считать, что данковско-лебедянские отложения надсолевой толщи Припятского прогиба также имеют свойства сланцевых природных резервуаров.

Таким образом, перспективы обнаружения нетрадиционных (сланцевых) источников углеводородного сырья в недрах Припятского прогиба достаточно высоки, но для успешного их поиска требуется адекватная методика ГРР.

 

Валерий Бескопыльный, ученый и производственник в области поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа

— Вопросы перспектив нефтегазоносности переходного, верхнепротерозойского осадочного комплекса и архейско-протерозойского кристаллического фундамента достаточно детально исследовались белорусскими учеными. В верхнепротерозойских осадочных породах прогнозируются несколько месторождений. К сожалению, эти месторождения, скорее всего, имеют небольшие размеры и малые запасы нефти, поэтому остаются вне внимания поисковиков.

Произведена оценка перспектив поисков литологических ловушек углеводородов в корах выветривания кристаллического фундамента Припятского прогиба. Вероятность обнаружения скоплений нефти такого типа очень низкая.

Для поисков залежей УВ в трещиноватых коллекторах кристаллического фундамента пробурены специальные глубокие скважины на Барсуковском, Речицком и других месторождениях. Результаты их бурения показали отсутствие даже небольших скоплений нефти. На юго-восточном продолжении Припятского прогиба, в Днепровско-Донецкой впадине в определенных геологических условиях трещиноватые породы кристаллического фундамента аккумулировали залежи нефти. Поиск подобных условий в недрах Припятского прогиба показал малую вероятность образования промышленных скоплений нефти в кристаллическом фундаменте.

Какие из современных методов и технологий освоения углеводородных ресурсов следует применять в Беларуси?

Валерий Бескопыльный:

— Наиболее трудноразрешимые задачи для нефтяников Беларуси:

• - обнаружение и оконтуривание мест распространения нефти и газового конденсата в низкопроницаемых коллекторах, а также в плотных и глинистых резервуарах (полуколлекторах) на глубинах 4—7 километров;
• - организация разработки нетрадиционных залежей нефти и (или) газового конденсата;
• - подбор технологий, обеспечивающих максимально большое извлечение нефти и (или) конденсата из нетрадиционных резервуаров.

В мире разработаны технологии интенсификации добычи УВ в основном для таких нетрадиционных резервуаров, как плотные терригенные и глинистые. Эти технологии следует изучать и адаптировать к условиям нашего региона. Вместе с тем в Припятском прогибе наибольший интерес для поисков нетрадиционных резервуаров представляют карбонатные и глинисто-кремнеземно-карбонатные отложения, которые требуют особых нюансов в технологии бурения скважин и при проведении гидравлических разрывов пластов. Необходимо, прежде всего, изучить многие свойства разнообразных нетрадиционных резервуаров Припятского прогиба (емкостно-фильтрационные, механические, водонасыщенность, нефтегазонасыщенность и другие). Кроме того, лабораторные гидродинамические исследования (при пластовых условиях) разных типов нетрадиционных резервуаров способствовали бы выработке оптимальных методов вскрытия и освоения таких пород. К сожалению, в «БелНИПИнефти» не находят времени и средств на проведение таких работ.

Ярослав Грибик:

— По нашему мнению, что касается добычи нефти из залежей традиционного типа в условиях Беларуси, то в настоящее время в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» имеется оптимальный комплекс — он создан за полувековой период разработки месторождений Беларуси.

В отношении методов геологического изучения залежей углеводородов, связанных с трудноизвлекаемыми ресурсами, считаю, необходимо применять последовательный подход. Он должен включать:

• - геофизические исследования недр современными методами для детализации структурно-вещественных нефтеперспективных комплексов;
• - комплексные лабораторные петрофизические и геохимические исследования керна;
• - применение современных технологических методов освоения трудноизвлекаемых запасов по методу горизонтального вскрытия перспективных горизонтов, технологических методов интенсификации притоков флюидов.

Валерий Карпов:

— Главный признак любого метода картирования нефтегазоперспективных объектов в современных условиях — это способность перейти от картирования структур к картированию скоплений УВ. То есть эти методы должны иметь способность «прямого» прогнозирования.

И необходим районированный комплекс методов, включающий сейсморазведку, гравимагнитку, геохимическую и тепловую съемку, аэрокосмодешифрирование и т.п., с обеспечением постепенного перехода к технологиям 4D.

Требуется также поиск связей различных показателей с нефтеносностью.

Одной из таких связей может служить связь между куполообразованием и нефтеносностью (см. № 3 (170), март 2020 года).

Припятский прогиб уникален тем, что здесь, как нигде, изучены залежи нефти, связанные с разломами, что здесь раньше всех стали готовить под глубокое бурение приразломные структуры, что белорусские геологи ближе всех подошли к пониманию истинной роли разломов в нефтегазонакоплении. Как известно, большинство положительных структур, контролирующих залежи УВ, являются структурами древнего заложения и длительного унаследованного развития — в Припятском прогибе это практически все месторождения Северной структурной зоны. Но, к сожалению, такие объекты в данном регионе уже исчерпаны. Месторождения представлены главным образом тектонически экранированными ловушками и занимают головные части моноклинальных блоков (то есть являются неантиклинальными), группирующихся вдоль субширотных рифтогенных разломов в узлах пересечения с субмеридиональными доплатформенными разломами. При этом все данные месторождения контролируются предпермскими поднятиями. И так как в северной части Припятского прогиба в послекаменноугольное время перестроек структурного плана не наблюдалось, структурная методика размещения скважин здесь увенчалась успехом.
В центре и на юге прогиба в пермо-триасе наблюдались масштабные перестройки структурного плана, что и определило низкую эффективность нефтепоисковых работ, основанных на том же структурном подходе к их ведению. Природные резервуары УВ претерпели глубокие преобразования во время рифтогенеза на этапах растяжения и сжатия, имевших место вплоть до среднего триаса, что создало основу для развития «неструктурных» (неантиклинальных) ловушек различного генезиса и морфологии.

Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники, необходимо, чтобы модель в качестве главного элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.

Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводят к геологической модели активного разлома (тектоноблендера — ТБ), объясняющей все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода — флюид».

Любой практикующий геолог-нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния ТБ. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, воздействие которого наблюдается на временных разрезах, в ходе проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.

Дата последней активизации ТБ в Припятском прогибе — пермотриас. В это время оформилась окончательная картина распределения скоплений УВ в центре и на юге прогиба, определенная системой ТБ преимущественно субмеридиональной зональности.

Перестройка структурного плана на завершающем этапе, сопровождаемая галокинезом, осложнила условие сохранности ловушек и в надсолевых отложениях. Здесь также вероятно развитие ловушек, связанных с тектонической трещиноватостью. Наибольший интерес представляют вторичные компенсационные мульды, являющиеся частью древних (предпермских) поднятий, в пределах которых прямые признаки нефтегазоносности имеют наиболее представительный характер (Северо-Кустовницкая, Северо-Каменская, Северо-Прудокская, Цидовская и другие мульды).

Таким образом, в нефтегазоносных регионах с соленакоплением, каковым является Припятский прогиб, может наблюдаться пространственно-временная связь между соленакоплением, куполообразованием, разломообразованием (с активным проявлением ТБ) и нефтегазоносностью всех нефтегазоперспективных толщ, что должно лечь в основу применяемой здесь методики нефтегазопоисковых работ. При этом формы связи таких характеристик могут иметь некоторые различия, что следует учитывать при ведении ГРР на нефть и газ.

Выявляя и изучая конкретные формы данной связи различными геолого-геофизическими методами, можно и нужно приблизиться к прямым методам картирования скоплений нефти.

Петр Повжик:

— Применение современных технологий и инновационных решений — одна из самых важных задач каждой нефтегазодобывающей компании для повышения эффективности разработки запасов нефти и газа. Инновационные технологии — важнейший инструмент достижения стратегических целей нефтегазовых компаний. Сегодня новые технологии позволяют им вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы и выходить в новые регионы добычи, повышать операционную эффективность, сохранять устойчивость в условиях неблагоприятной ценовой конъюнктуры и получать доступ к ресурсам в обмен на технологические компетенции.

Основные цели инновационного развития РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» — преодоление технологических вызовов, препятствующих достижению стратегических целей предприятия, увеличение нефтеотдачи на зрелых месторождениях, освоение трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов. В этом направлении мы активно применяем самые передовые технологические решения в области бурения и освоения скважин, интенсификации добычи нефти, методов увеличения нефтеотдачи пластов.  

(Окончание следует)

ФОТО Игорь Рубан, Вячеслав Суходольский, предоставлены участниками круглого стола