Нетрадиционные ресурсы нефти и газа: оценка потенциала и промышленного освоения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Нетрадиционные ресурсы нефти и газа: оценка потенциала и промышленного освоения

В настоящее время мир стоит на пороге глобальных энергетических изменений. В развитии мировой энергетики происходят серьезные качественные сдвиги. Ужесточилась конкуренция между различными источниками энергии, среди которых особое место занимают нетрадиционные ресурсы углеводородов.

К нетрадиционным углеводородам относятся ресурсы, расположенные в сложных геологических условиях в «нетрадиционных» ловушках, требующие применения новых нетривиальных методов разведки, добычи, переработки и транспортировки. Это углеводороды, технологии извлечения которых либо известны на сегодняшний день, либо будут доведены до промышленного внедрения уже в среднесрочной перспективе:

- газ газовых гидратов,

- водорастворенные газы,

- газ угольных пластов,

- сланцевый газ,

- сланцевая нефть,

- высоковязкая нефть и битумы,

- газ плотных и низкопроницаемых пород,

- флишоидный газ,

- ВМС ( высокомолекулярные соединения - матричная нефть).

Геологические ресурсы УВ представлены на слайде ,где хорошо видно резкое преобладание ресурсов газогидратов и водорастворенных газов континентов.

Максимальные ресурсы сосредоточены в толщах газогидратов.Газовые гидраты - образующиеся из воды и газа твердые кристаллические вещества, внешне напоминающие снег или рыхлый лед. Они формируются на большой глубине с высоким давлением или в условиях вечной мерзлоты. Обнаружили газогидраты еще в конце 18-го века. Геологические исследования начались в СССР в 1970году .Благодаря своей клатратной структуре газовый гидрат объемом 1 см3 может содержать до 160-170 см3газа. По теплотворной способности газовые гидраты сопоставимы с битуминозной нефтью и нефтеносными песками.

Сегодня на земле выявлено более 220 месторождений газогидратов.- слайд. Они обнаружены вблизи берегов США,Канады,Коста-Рики, Гватемалы, Мексики, Японии, Южной Кореи, Индии и Китая.а также в Средиземном, Черном, Каспийском, Южно-Китайском морях. Ожидается, что значительные запасы газогидратов могут находиться в Аравийском море, вблизи западного побережья Африки, у берегов Перу и Бангладеш.

Достоверных данных об объемах газогидратных ресурсов в мире в настоящее время, естественно.нет. Оценки общего количества природного газа в газогидратных скоплениях колеблются в широком диапазоне: от 14 трлн до 34 000трлн куб м в зонах многолетней мерзлоты на суше и от 3100 до 7 600 000 трлн куб.м. в акваториях (в породах и отложениях морей и океанов).Оценки ресурсов газогидратного метана специалистов ВНИИгаз, сделанные в 2008г, существенно более скромные - от 2500 трлн до 21000 трлн куб м, но и это составляет 72% мировых ресурсов газа нетрадиционных источников.

Основные ареалы распространения скоплений и ресурсов газогидратов в глобальном плане (более 96%) приурочены к континентальным окраинам Мирового океана.В приповерхностном интервале донных осадков до глубин 500-1000м располагается специфическая зона возможного существования (термодинамической стабильности) клатранов метана при глубинах водного столба ,превышающих 400-600м.На континентальных окраинах зона стабильности газогидратов (ЗСГ) совпадает в основном с интервалом распространения неконсолидированных осадков.

Распространение скоплений газогидратов в палеобассейнах на суше возможно только в пределах приарктических регионов, поскольку на суше ЗСГ формируется только в ассоциации с комплексами многолетнемерзлых пород (ММП) мощностью более 300м,располагаясь под ними.Специальные исследования на Аляске и в дельте реки МакКензи (Канада) выявили связь формирования и размещения скоплений газогидратов с разрывными нарушениями, проникающими вверх ЗСГ и ММП. Эти разрывные нарушения контролируют каналы иньекции углеводородных флюидов, участвующих в формировании газогидратных скоплений .

Огромные ресурсы газогидратов, высокая удельная концентрация в них газа и широкое распространение,в том числе в морях, омывающих побережья основных стран-импортеров природного газа, привели к тому, что природные газогидраты стали рассматриваться как один из основных источников природного газа уже к середине 21 в.

Японская компания Shimizu Corporation в 90-х годах провела успешный эксперимент по добыче гидрата метана на Байкале с глубины 400м.Принцип добычи прост: гидрат растворяется в воде через закачивание на дно теплой воды с поверхности водоема, а затем раствор гидрата метана качают на поверхность.По мере поднятия раствора наверх давление понижалось и из раствора сам по себе выделялся метан.

Разработка газогидратных залежей основана на переводе газа из твердого в газообразное состояние. Распад газогидратов возможен при повышении температуры или понижении давления, а также посредством ввода в пласт веществ, разлагающих гидрат, например, бромида кальция.

Задачи разработки коммерчески привлекательных технологий для добычи газа из гидратов были поставлены Кабинетом министров Японии и в рамках плана по участию страны в достижении целей Киотского протокола (апрель 2005г, Основного энергетического плана (май 2007г) и Основного плана по реализации океанской политики (март 2008).Кроме того. в марте 2009г был дополнительно принят План по развитию энергетических и минеральных ресурсов шельфа.

В 2001г в районе восточного крыла желоба Нанкай были проведены сейсморазведочные работы 2Д, а в 2002г - 3Д.В январе 2004г началось бурение разведочных скважин. Эксперименты проводились на глубине около 1000м, были пробурены 2 скважины. Вертикальная пилотная скважина 1 прошла до глубины 404м ниже морского дна.На ней отработаны технологии цементирования и измерения изменений давления в скважине и пластового давления.На пилотной скважине 2 опробовано бурение горизонтального ствола на расстояние 100м от устья скважины в пласте газогидратов на глубине 340м ниже морского дна .Состав бурового раствора и мониторинг протестированы на обеих скважинах.

Всего к середине мая 2004г на 16 участках в течение 122 суток с бурового судна были пробурены 32 скважины. Бурение осуществлялось в море глубиной от 700 до 2000м. а скважины погружались на глубину от 250 до 400м ниже уровня моря.16 скважин бурились по технологии Log while drilling (каротаж во время бурения), в 12 скважинах отобран керн, а две скважины обсажены колонной труб и использовались в экспериментах по подбору технологий газогидратодобычи. Успешно закончены в слабоустойчивых гидратных пластах вертикальная и горизонтальная скважины (длина горизонтального ствола 100м) при глубине моря 991м.

Важным достижением японских специалистов стало создание специального симулятора для прогнозирования поведения гидратонасыщенных пластов.Он обеспечивает моделирование и определение первоначальных свойств коллекторов, характеристик резервуаров и гидратонасыщенных пластов, фазового поведения и расчета равновесных условий формирования и диссоциации гидратов метана. Он также позволяет рассчитать поведение группы из нескольких скважин,учитывать проницаемость и другие свойства вмещающих пород.

Концентрация гидратов метана подтверждена на площади 5 тыс. кв.км.(желоб Восточный Нанкай). Предполагается на площади 61 тыс.кв.км.

В июне 2011г в Центре исследования гидратов метана в г. Саппоро провели полномасштабный эксперимент по моделированию газодобычи из гидратных отложений желоба Нанкай, а в 2012 г начали бурение пилотной скважины в восточной части острова Хонсю.Расположение этого полигона было определено путем комплексного анализа данных сейсморазведки 3Д и изучения керна и др. данных..

В январе 2013г японское глубоководное буровое судно Тико приступило к работе на полигоне.В марте начался процесс опытной добычи газа из подводных залежей газогидратов с использованием депрессионного метода. Японская копания Japan Oil,Gaz and Metals National Corporation впервые смогла добыть топливо из «горючего льда»,пробурив скважины в 50 км от полуострова Ацуми ( восточная часть острова Хонсю). За 6 дней испытаний было извлечено и сожжено на факеле 120 тыс куб м газа, что оказалось намного больше, чем ожидалось.Серьезной проблемой стало то, что метан, отделяясь от гидратов, охлаждал все вокруг себя и в первую очередь сами гидраты, повышая их стабильность и затрудняя разложение с дальнейшим выделением газа.

Известие о том, что японские исследователи добыли первые объемы природного газа - метана- из морских залежей газогидратов, расположенных в территориальных водах Японии, в марте 2013г, облетело практически все крупные печатные и электронные средства массовой информации. И сразу же зазвучали вопросы: Газовые гидраты - топливо будущего?, Гидрат метана -источник энергии или причина планетарной катастрофы?,Следующая революция - газогидраты? Или утверждения - Мир накануне новой газовой революции.,Природные газогидраты - альтернативный источник энергии, Японский сланец и т.п.

Возможные запасы газа в форме газогидратов компания оценивает в 1.1 триллиона кубометров.Такой объем позволяет удовлетворить 11-летний спрос Японии на энергоресурсы.Полномасштабное освоение месторождения планируется начать в 2018г после доведения технологии до требования промышленного использования.

Крупное газогидратное скопление обнаружено также в Японском море - в 30км севернее Дзьоцу (префектура Ниигата) на глубине воды 800-1000м.Запасы газа в этом скоплении оцениваются в 7 трлн куб.м. В целом же по шельфу Японского моря ресурсы газа в гидратах могут составить по оценке ВНИИгаз от 4 до 20 трлн куб м. - слайд

Всего к настоящему времени на шельфе Японии выявлено 14 газогидратных залежей,содержащих по оценке японских специалистов, до 100т рлн куб.м, из них до 60 трлн куб м сосредоточено в районе желоба Нанкай.Так что при решении проблемы эффективной добычи метана из морских гидратов Япония вполне сможет выйти на самобеспечение газом.

Японские разработчики оценивают себестоимость добычи метана из поддонных газогидратов в их проектах на уровне 540 долларов /тыс куб, в то время как по оценке Аналитического центра данная технология становится конкурентноспособной только при затратах на добычу ниже 390 дол/тыс куб.

В области освоения газогидратов Япония развивает научное сотрудничество с Канадой, США,и другими странами. В Канаде действует обширная исследовательская программа: совместно с японскими специалистами проводилось бурение скважин в устье реки Маккензи (месторождение Маллик). исследовательские проекты газогидратов США сосредоточены в зоне вечной мерзлоты на Аляске и на глубоководье в Мексиканском заливе.

Исследования газогидратов проводят Южная Корея, Китай и Индия. Южная Корея занимается оценкой газогидратного потенциала в Японском море,.Индия создала свою национальную программу по газогидратам в середине 90-х годов. Главным обьектом ее исследований является месторождение Кришна-Годавари в Бенгальском заливе. Китайская программа по газогидратам включает исследование шельфа Южно-Китайского моря вблизи провинции Гуандун и вечной мерзлоты на плато Цинхай в Тибете. Исследовательские программы по газогидратам есть и в Европейском союзе.

Россия обладает собственными месторождениями газогидратов.Их наличие подтверждено на дне озера Байкал, Черного, Каспийского и Охотского морей, а также на Ямбургском, Бованенковском, Уренгойском, Мессояхском месторождениях. Их наличие на этих месторождениях рассматривалось как фактор, усложняющий разработку свободного газ.

Государственные программы по изучению газогидратов и их добыче в России отсутствуют.В Генеральной схеме развития газовой отрасли до 2030года газогидраты упоминаются лишь один раз в контексте ожидаемых направлений научно-технического прогресса. Разработка газогидратов в России представляется перспективной после значительного удешевления технологии и только в районах с уже существующей газотранспортной инфраструктурой.

Весной 2013 г тема газогидратов обсуждалась на президентской комиссии по ТЭКу. Тогда министр энергетики Александр Новак говорил, что именно газогидраты, а не сланцевый газ могут стать настоящей угрозой положению Газпрома на мировом топливном рынке. В то же время в Минэнерго утверждали, что добыча газогидратов пока слишком сложна и дорога и вряд ли можно говорить о выходе на рынок раньше 2020г.:

Большинство экспертов сходятся на том, что если эпоха газовых гидратов и наступит, то не ранее чем через 10-20 лет. Геологическая служба США ожидает, что пробная промышленная разработка месторождений газогидратов начнется не ранее 2022г и в зоне вечной мерзлоты (на канадском месторождении Маллик), а начало разработки глубоководных месторождений (в Японии) последует не ранее 2025г.

Ученые Дальневосточного геологического института предложили Роснефти рассмотреть возможность добычи газовых гидратов на шельфе Курил, потенциальные запасы которых оценены в 87 триллионов кубометров.Ученые рассчитывают, что партнерством с Роснефтью при освоении газогидратных пластов заинтересуются компании из Азии. Но себестоимость добычи газогидратов пока слишком высока При этом еще нет подходящих технологий для их извлечения.

Природные подземные воды в том или ином количестве содержат растворенные газы. Особенно много их, преимущественно метановых, в пластовых водах нефтегазоносных бассейнов.Газонасыщенность пластовых вод НГБ изменяется в широких пределах: от долей кубометра на куб воды до 10м3/м3, реже более и зависит от мощности и коллекторских свойств отложений, интенсивности генерации и рассеивания УВ, газоемкости пластовых вод. В одном кубометре пластовой воды палеозойских отложений Волго-Уральского НГБ содержится до 1-1.3м3 углеводородного газа. Газонасыщенность пластовых вод Западно-Сибирского мегабассейна достигает 2-3м3/м3..Еще выше газонасыщенность пластовых вод Среднекаспийского НГБ - до 4-5м3/м3.

Суммарные ресурсы растворенных газов НГБ СССР превышают 4000 трлн м3 (таблица ),что на несколько порядков больше промышленных запасов .

Приведенные в таблице данные учитывают ресурсы до глубин 3-4 км и лишь для Прикаспийского бассейна расчеты выполнены до глубины 7км.Учет растворенных газов в нижних этажах может существенно сказаться на их общих ресурсах. Тем более, что с глубиной ожидается повышение газоемкости пластовых вод в связи с ростом температур и давлений. В пресных водах будет варьироваться от 16 до 61м3/м3 Эти газовые факторы пресных вод вполне сопоставимы с таковыми нефтей.

Газонасыщенность зависит от возраста водонапорных комплексов НГБ. Для третичных и мезозойских бассейнов характерны более высокие ее значения и метановый состав газов. В древних бассейнах она снижается. а в газах увеличивается доля азота.

Повышенная газонасыщенность пластовых вод мезозойско-кайнозойских НГБ имеет важное практическое значение, т.к. в нижних этажах их зачастую формируются региональные зоны аномально высоких пластовых давлений (геопрессированные зоны ).Вскрытие этих зон не очень глубокими скважинами (до 4-5км) позволит осуществить эффективную фонтанную добычу высоконапорных пластовых вод .что является наиболее рациональным способом извлечения растворенных УВ путем разгазирования подземных вод.

Основная проблема при разработке месторождений растворенных газов заключается в транспортировке подземных вод на дневную поверхность, где они будут дегазироваться при атмосферном давлении, и в утилизации рассолов.

Особенно привлекательна идея использования растворенных газов геопрессированных зон. В настоящее время установлено, что в зонах АВПД сосредоточены значительные энергетические ресурсы ,утилизация которых может представить заметный интерес.

В отличие от районов с нормальным гидростатическим давлением, где используемые энергетические ресурсы пластовых вод представлены одним лишь тепловым компонентом (термальные воды, пар),в зонах АВПД сосредоточены следующие энергетические компоненты:

- природный газ (преимущественно метан)

- гидравлическая энергия высоконапорных пластовых вод, которая может служить движущей силой электрических турбин

- термальные воды ( остаточный теплоноситель).

В интервале температур 200-300°и давлений 78-98.1МПа растворимость метана в пресных водах будет изменяться от 16 до 61м3/м3.Эти газовые факторы вполне сопоставимы с таковыми нефтей.

Обычно максимальная газонасыщенность пластовых вод фиксируется вблизи контуров газовых (газоконденсатных) залежей и последовательно снижается по мере удаления от них. По подсчетам специалистов запасы свободных газов в залежах во много раз уступают ресурсам водорастворенных газов в тех же продуктивных комплексах. И для отдельных крупных и гигантских газовых и газоконденсатных скоплений и для их совокупностей в пределах газоносных комплексов отмечается прямая корреляция запасов с ресурсами сопутствующего им водорастворенного метана. Генетическое единство этих двух типов газа, утилизированных в разной форме, очевидно.

Газ, растворенный в пластовых водах, по масштабам нетрадиционных ресурсов газа считается одним из самых значимых. К настоящему времени по многим нефтегазоносным бассейнам мира проведена оценка ресурсов ВРГ и установлено, что таковые превышают запасы свободного газа примерно в 115 раз. ВНИИгаз оценил ресурсы водорастворенного газ (до глубины 4.5км) в 8000-10 000трлн куб.м.

По его добыче вместе с водой возникают проблемы утилизации извлекаемой воды. Низкие дебиты (до первых десятков тысяч кубометров) и низкие давления газа позволяют использовать его лишь для местных нужд.

До настоящего времени масштабы добычи водорастворенного метана невелики и прорывов в его разработке в обозримом будущем не ожидается. Несмотря на кажущуюся доступность, этот вид УВ в мире используется мало. Месторождения водорастворенного метана на малых глубинах успешно разрабатываются в Японии, Италии и Непале. В Японии добыча метана из подземных вод ведется с 20-х годов и в середине 60-х достигла 30% общего потребления газа в стране. Месторождение Мобара, расположенное недалеко от Токио, имеет важное промышленное значение. Интересно отметить, что соотношение газ/вода со временем не убывает, а возрастает.

В США в двух штатах (Техас, Луизиана) в 70-80-х годах проводились научные и опытно-промышленные работы по добыче газа из подземных вод в зонах распространения сверхвысоких пластовых давлений на сравнительно больших глубинах. Апробировались различные схемы извлечения метана из подземных вод, но промышленная разработка ВРГ была признана нерентабельной. В настоящее время в США добыча ВРГ рассматривается как необходимый технологический блок при получении геотермального тепла.

В Китае ведутся оценочные работы сразу в 40 нефтегазоносных бассейнах. Особо значимы запасы ВРГ в мезозойских отложениях Таримского бассейна, пермских и верхнетриасовых отложениях бассейна Сычуань,в верхнепалеозойских отложениях бассейна Ордос.

В России проблема использования ВРГ в качестве нетрадиционного углеводородного сырья изучалась наиболее активно в 70-80-х годах прошлого столетия. Особую роль сыграли исследования ВНИГРИ.В частности, была разработана методика оценки ресурсов ВРГ, определены основные параметры оценки перспективных земель. Оценены ресурсы ВРГ в Туркменистане, Предкавказье, Тихоокеанском подвижном поясе и т.д. Но, несмотря на достаточно высокую степень изученности, этот вид энергетического сырья в России до настоящего времени в России не разрабатывается, несмотря на то, что многие регионы испытывают дефицит в традиционных источниках углеводородного сырья.

Обязательным условием выделения газов из растворенного состояния должно быть снижение пластового давления ниже давления насыщения.

Особая - ключевая - проблема разработки ВРГ - утилизация огромных масс воды, сопутствующая добыче ВРГ. Предложены технические решения для обеспечения внутрипластовой дегазации вод, однако, масштабы дегазации в данном случае снижаются, исключается возможность одновременного извлечения из подземных вод промышленно ценных микроэлементов.

Экономические оценки добычи ВРГ,выполненные на сегодняшний день. доказали, что прямая добыча ВРГ с больших глубин нерентабельна без сопутствующего извлечения ценных микрокомпонентов и использования подземных вод в качестве теплоносителя.

Таким образом, практический интерес могут представлять:

- глубокие водоносные горизонты с АВПД, предельно насыщенные растворенным и (или) диспергированным газом метанового состава, при высоких дебитах термальных вод и наличии достаточно емких коллекторов для закачки отработанных вод;

- относительно обогащенные метаном водоносные горизонты на территориях с дефицитом традиционных ресурсов УВ, пригодные для частичного разгазирования подземных вод и перепуска высвободившегося газа ловушки.

Угольный газ. В недрах угольных бассейнов сосредоточена не только значительная часть мировых ресурсов углей, но и их спутника - метана, масштабы ресурсов которого соизмеримы с ресурсами традиционных месторождений мира. Концентрация метана в смеси природных газов угольных пластов составляет 80-98%.

Уголь является для метана «материнской » и вмещающей породой. Генезис образования метана - микробиологический или термический. Этан и пропан также могут образовываться в угольных отложениях, но их доля крайне незначительна.

Толща угольного пласта подвергнута тектоническим деформациям - кливажам, множеству трещин с размерами от нанометров до миллиметров, обширная сетка которых делит угольный пласт на бесконечное количество параллельных поверхностей, которые сорбируют содержащийся в угле метан. Один грамм угля состоит из микрочастиц, общая поверхность которых соизмерима с поверхностью нескольких футбольных полей. Одна тонна угля может содержать до 1300м3 метана,в зависимости от типа угля и пластового давления, не все угли могут содержать газ.

Оценка роли угольных пластов как крупнейших мест накопления метана в земной коре открывает новые большие перспективы в увеличении ресурсов углеводородных газов. Метан, который является наиболее опасным спутником угля, становится ценным полезным ископаемым.

Мировые ресурсы угольного метана приведены в графике - слайд

Прогнозные ресурсы метана в основных угольных бассейнах России оцениваются в 83.7 трлн куб м, что соответствует примерно трети прогнозных ресурсов природного газа страны.- слайд . Суммарные ресурсы метана только в угольных пластах 14-ти газоугольных бассейнов оцениваются в 45-50 триллионов кубометров, их извлекаемая часть составляет около 50%.Наиболее крупные газоугольные бассейны: Тунгусский (26трлн), Кузнецкий (13 трлн), Ленский (3 трлн) и Печорский (2 трлн м3).

Особое место среди угольных бассейнов России принадлежит Кузбассу, который по праву можно считать крупнейшим из наиболее изученных метаноугольных бассейнов мира. Прогнозные ресурсы метана в Кузбасском бассейне оцениваются более чем в 13 трлн куб.м. Данная оценка соответствует глубине 1899-2000м.Большие глубины угольного бассейна сохраняют на отдаленную перспективу огромное количество метана, которое оценивается в 20 трлн куб.м.Такая сырьевая база Кузбасса обеспечивает возможность крупномасштабной добычи метана как самостоятельного полезного ископаемого. нетрадиционный ресурс нефть газ

Возможность и экономическая целесообразность крупномасштабной промысловой добычи метана из угольных пластов подтверждается опытом освоения метаноугольных промыслов в США, которые занимают лидирующее положение в мире по уровню развития новой газовой отрасли. Также промышленная добыча метана из угольных пластов ведется в Австралии, Канаде и Китае.

Существуют два принципиально разных способа добычи угольного метана: шахтный и скважинный. Шахтный способ является неотъемлемой частью технологии подземной добычи угля - дегазации.Объемы получаемого метана при этом невелики и газ используется в основном для собственных нужд непосредственно в районе угледобычи.

Скважинный способ является промышленным. Метан при этом рассматривается как самостоятельное полезное ископаемое. Разработка метаноугольных месторождений с добычей метана в промышленных масштабах производится с применением специальных технологий интенсификации газоотдачи пластов (самые распространенные варианты - гидроразрыв пласта, закачка через скважину воздуха, воздействие на пласт током).

Для добычи метана пригодны далеко не все угли. Месторождения длиннопламенных бурых углей бедны метаном. Метаноносность большинства угольных пластов каменноугольных бассейнов России составляет от 10 до 45м3 газа на тонну угля. Высокой концентрацией газа отличается уголь-антрацит, но его невозможно извлечь из-за высокой плотности и чрезвычайно низкой проницаемости залежи. Самыми перспективными для добычи метана считаются угли, занимающие промежуточное положение между бурыми углями и антрацитом. Именно такой уголь залегает в Кузбассе,где Газпром активно участвует в реализации инновационного проекта по добыче угольного газа.

Современный опыт добычи угольного газа в России. До недавнего времени метан из угольных пластов извлекался только попутно, на полях действующих шахт системами шахтной дегазации, включающими скважины, пробуренные с поверхности.Этими системами в последние годы в Печорском и Кузнецком бассейнах извлекалось около 0.5 млрд куб.м метана в год.

В 2003 году Газпром приступил к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе. Эти работы ведет ООО «Газпром добыча Кузнецк», первая и единственная компания в России, добывающая метан из угольных пластов. Она разрабатывает 2 промысла площадью 6 тыс кв. км до глубины 2км.Оценка ресурсов метана угольных пластов - 5.7 трлн куб.м.

Стабильный уровень добычи планируется в объеме 4 млрд куб.м в год.В долгосрочной перспективе - 18-21 млрд куб м в год.

В 2005г на Талдинском месторождении был создан научный полигон по отработке технологии добычи метана из угольных пластов. В 2006-2009гг на восточном участке месторождения пробурено 8 скважин. В 2010г началась пробная эксплуатация с подачей газа на автомобильные газонаполнительные компрессорные станции.В результате пробной эксплуатации были получены необходимые параметры для перевода ресурсов метана в запасы промышленных категорий, отработаны технологии освоения скважин, сбора и подготовки газа.

12 февраля 2010г Газпром запустил на Талдинском месторождении первый в России промысел по добыче угольного газа.Утвержденные запасы метана по промыслу составляют 74.2 млрд куб м ( в том числе 4.77 по категории С1).В стадии ОПЭ находятся 6 эксплуатационных скважин. Газпром также приступил к освоению Нарыкско-Осташкинской площади Южно-Кузбасской группы месторождений. Ресурсы метана площади предварительно оцениваются в 800 млрд куб.м.

В ноябре 2011г метан угольных пластов был признан самостоятельным полезным ископаемым и внесен в Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод.

Среди регионов России, не обеспеченных в достаточном объеме газовым топливом, ряд угледобывающих регионов мог бы полностью покрыть свои потребности в газе за счет широкомасштабной добычи метана из угольных пластов. Кроме того, это улучшит экологическую обстановку в углепромышленных районах.

Мировым лидером добычи угольного метана являются США, где еще в 2009 г добыча метана составила 56 млрд куб. м (10% всего объема добычи газа в США).В разработку вовлечены семь угольных бассейнов.

В Китае ресурсы метана в угольных пластах значительно превышают ресурсы традиционного газа.

Тяжелые нефти и битумы за последние годы становятся объектом более интенсивных исследований и глобальные оценки их ресурсов уже превысили 1 триллион т. При этом более 70% из них сосредоточены всего в двух регионах - Западной Канаде и Восточной Венесуэле.

По ресурсам пояс битуминозных песков Атабаска (Канада) сопоставим с ресурсами обычных нефтей ближнего Востока, который рассматривается в качестве крупнейшего «полюса» нефтенакопления, где выявлено более 60% мировых запасов обычной нефти.В этом регионе открыто уже более 30 уникальных месторождений нефти и газа с запасами более 1 млрд т н.э., и в их числе суперуникальных - с запасами более 5млрд т каждое.В Западно-Канадском бассейне обособляются шесть суперуникальных скоплений тяжелой нефти, ресурсы самого большого из которых - супергиганта Атабаска-Уобаска - превышают 140 млрд т.

Еще более гигантский пояс накопления тяжелых нефтей и битумов выявлен в Восточной Венесуэле на северном склоне Гвианского щита. Пояс тяжелых нефтей Оффисина Восточно-Венесуэльского палеобассейна можно рассматривать в качестве эпицентра самого крупного на земле «полюса» нефтегазонакопления. Здесь в полосе 625х65 км ( слайд ) ресурсы тяжелой нефти оцениваются в 400-500млрд т.В северной более погруженной части бассейна разрабатываются месторождения обычной нефти .В сравнении с крупными нефтегазоносными бассейнами ,для которых предполагаемые нефтегазосборные площади достигают нескольких миллионов кв.км, площадь Восточно-Венесуэльского бассейна очень мала ,менее 100 тыс. кв. км. Как и в случае с Атабаской ,формирование скоплений тяжелых нефтей пояса Оффисина могло быть связано только с латеральной миграцией с Севера, со стороны складчатого обрамления, из-под надвига Карибских Анд. (слайд ).

При формировании скоплений обычных (conventional) нефти и газа решающая роль в их аккумуляции принадлежит региональным покрышкам.Скопления тяжелых нефтей и битумов формируются на склонах докембрийских щитов при отсутствии хороших покрышек, при потере газообразных и низкомолекулярных жидких УВ, с участием процессов биодеградации.

В приповерхностном интервале, в сущности при отсутствии покрышек и ловушек, происходит не аккумуляция нефти, а специфическая утилизация тяжелых нефтей и битумов.

В последнее десятилетие активные усилия по изучению тяжелых нефтей вслед за США и Канадой предпринимаются в Китае и Мексике, а также в ряде стран Ближнего Востока и Северной Африки.

Тяжелых нефтей много и в России, причем важна их концентрация в уникальных месторождениях. 60% запасов тяжелых нефтей сосредоточено в 15 месторождениях, что упрощает их освоение. В их числе Русское,Ван-Еганское, Федоровское и др.в Западной Сибири, Ново-Елховское и Ромашкинское в Урало-Поволжье, Усинское, Ярегское, Торавейское и др. в в Тимано-Печорском регионе.Основные запасы сосредоточены в Западной Сибири - 46% и Урало-Поволжье - 26%.

Геологические запасы сверхвязкой нефти и природных битумов в России составляют примерно 55 млрд тонн, извлекаемые запасы высоковязкой нефти на начало 2013г составляют по категориям АВС1 - 2 млрд тонн, в том числе на месторождениях:

- в Северо-Западном федеральном округе - 436 млн т

- в Южном -7.7.млн т

- в Северо-Кавказском - 1.9 млн т

- в Приволжском - 844.3млн т

- в Уральском - 651.6 млн т

- в Сибирском - 3.5 млн т

- в Дальневосточном - 7.5млн т

- на шельфе РФ - 27.7 млн т

Битуминозных нефтяных песков, аналогичных по запасам, качеству,у словиям залегания и распространения Оринокскому битумному поясу Венесуэлы или Атабаски Канады в России нет. В некоторой мере к ним приближается Оленекское битумное поле, но оно расположено в труднодоступной части Восточной Сибири (Анадырь) и его освоение - задача дальнесрочной перспективы.

Во многих месторождениях тяжелые нефти металлоносны, особенно в европейских НГП и содержат значительные запасы редких металлов. В частности, они являются потенциальным источником ванадиевого сырья, по качеству значительно превосходящего рудные источники.Геологичесие запасы ванадия в тяжелых нефтях только в наиболее крупных по запасам ванадия месторождениях составляют 1.3 млн т, извлекаемые попутно с нефтью - 0.2 млн т.

Ванадий извлекается в мире в широких масштабах в основном золотоулавливателями на крупных ТЭЦ, работающих на мазутах, а также в коксах на НПЗ при глубокой переработке нефтей.

Таким образом, тяжелые нефти - комплексное углеводородное сырье, представляющее интерес не только как дополнительный источник УВ, но и источник ценных металлов, а также химического сырья - сераорганических соединений и порфиринов.

На сегодняшний день известно достаточно много эффективных технологий извлечения тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов:

- открытым карьерным способом

- циклическая закачка пара

- парогравитационный метод дренирования

- холодная добыча

- извлечение растворителями в парообразном состоянии

- процесс с добавлением растворителя

- комбинации внутрипластового горения и добычи нефти из горизонтальной скважины

- новая технология, предполагающая использование катализаторов окисления

Основными препятствиями к более масштабному освоению тяжелых нефтей в России являются:

- необходимость модернизации и строительства новых НПЗ для глубокой переработки тяжелой и особенно высокосернистой тяжелой нефти

- недостаточность фундаментальных исследований, направленных на создание эффективных технологий их освоения и комплексной переработки, адаптированных к особенностям конкретных объектов разработки.

К нетрадиционным источникам газа специалистами Волго-УралНИПИгаз отнесена мощная толща флишоидов Предуральского прогиба нижнепермского возраста , сложенная переслаиванием алевролитов, аргиллитов, песчаников, известняков, мергелей мощностью до 6500м. - слайд -Она протягивается широкой (до 60км) полосой от границы с Башкирией до границы с Казахстаном.Специалистами Волго-УралНИПИгаз флишоиды, начиная с 2002г, рассматриваются как нетрадиционный источник - аналог сланцевого газа.

В них выделены два типа коллекторов - трещинно-поровый и трещинно-низкопоровый.В разрезах скважин резко преобладает низкопоровый тип.По данным бурения в трех скважинах получены притоки газа, водоносных пластов не выявлено.На основе имеющихся фактов сделан вывод о том, что вся толща флишоидов оренбургского сегмента Предуральского прогиба является единым газовмещающим резервуаром с аномально высоким пластовым давлением.

Ресурсы флишоидного газа по оценке нашего института составили 42.7 трлн куб.м.Для сравнения приведем ресурсы газа трех самых больших сланцевых полей США: Марцеллиус - 45.2 трлн, Хайнесвилл - 20.3 трлн. Барнет - 9.3 трлн куб.м.При коэффициенте перевода ресурсов в запасы в 0.12 запасы флишоидного газа составят 5.126трлн куб.м. Для сравнения начальные запасы газа Оренбургского месторождения составляли 1.8 трлн кубов.Необходима разработка эффективной технологии добычи флишоидного газа,что позволит создать новый район добычи газа на юге Предуральского прогиба и примыкающих передовых складок Урала.

Одним из перспективных направлений в поисках новых источников УВ сырья, проводимых ООО «Газпром добыча Оренбург», является оценка запасов и разработка технологии добычи ранее неучтенного компонента Оренбургского месторождения - битумоидов (высокомолекулярных соединений).В 2004г на Оренбургском месторождении выполнен подсчет запасов ВМС - 2680 млн т , половина запасов сосредоточена в порово-трещинных коллекторах; по компонентному составу в поровых коллекторах аккумулировано 578тонн масел. При введении кондиционного предела содержания ВМС в породе 0.4% запасы ВМС составят 2200 млн т.

Высокомолекулярные соединения содержат высокие концентрации редких и редкоземельных металлов, среди которых стронций - до 2000г/т, галлий - 200г/т, иттрий - до 60г/т, иттербий - до 0.8г/т и другие. Такое высокое содержание микроэлементов имеет самостоятельное значение при добыче ВМС.В настоящее время на месторождении проведены экспериментальные работы в скважине по закачке растворителей с целью отработки технологии извлечения ВМС. Технология вымывания представляется наиболее оптимальной.

Отличие данной ситуации от разработки месторождений битумов заключается в том, что битум в нашем случае находится в ассоциации с газоконденсатом. То-есть, здесь есть носитель - газ и конденсат, который будет выносить ВМС. Если же добывать ВМС после добычи газоконденсата, делать это будет гораздо труднее. Как только будет найден дешевый растворитель, ВМС будет востребован.

Традиционные технологии добычи для ВМС неприменимы. ВМС относится к трудноизвлекаемым ресурсам и оценить экономическую целесообразность ее разработки можно только после пробной эксплуатации новых технологий, транспортировки и комплексной переработки.

Для сланцевых нефтей и газов характерна резкая неравномерность насыщения ими даже соседних участков.Участки аномальной насыщенности, получившие название sweet spots, приурочены к наиболее деформированным и трещиноватым участкам сланцевых комплексов с проявлением аномально высоких давлений и температур, с комплексами вторичных минералогических и геохимических аномалий. Эти участки характеризуются и повышенными дебитами некоторых скважин, сопоставимыми с дебитами из традиционных залежей нефти и газа в подстилающих коллекторах.Эти аномалии контролируются обычно разрывными нарушениями разного типа с каналами вторжения и перетоков глубинных углеводородных флюидов.

В США в сущности в разработку вовлекались комплексы карбонатно-глинисто-кремнистых сланцев в пределах аномальных участков вторжения в них локализованных потоков глубинных углеводородных флюидов, которые часто ассоциируются с разрабатываемыми традиционными скоплениями УВ. Использование технологий многоствольного бурения горизонтальных скважин с массивными гидроразрывами и газопаровым воздействием оказалось эффективным для извлечения сланцевого газа.

Так называемая «сланцевая нефть», а по сути - объемно-рассеянный нефтебитумоид, приуроченный к битумогенерирующим или нефтематеринским толщам, масштабно добывается пока только в одной стране - США. Нефть из плотных низкопроницаемых коллекторов добывается в ряде стран уже несколько десятилетий.Очередь за сланцевой нефтью.

На территории России второй (после баженовской свиты) по значимости нефтематеринской формацией является доманик Волго-Уральской НГП позднедевонско-раннекаменноугольного возраста, сложенный чередованием карбонатных и глинисто-кремнистых пород с редкими прослоями терригенных песчано-глинистых образований.

Породы формации имеют непостоянную мощность (10-90м), залегают на глубинах 2-3км и вмещают сапропелевое , редко смешанное РОВ в объемах от 2-5 до 20% на породу. Многими исследователями доманикиты рассматриваются в качестве аналога формаций Баккен и Игл-Форд (США), из которых ведется масштабная промышленная добыча сланцевых УВ.

Доманикиты представлены глинисто-карбонатными и кремнисто-глинисто-карбонатными разностями пород.На территории востока Восточно-Европейской платформы они развиты в центральной и южной частях Волго-Уральской НГП (в Пермской,Оренбургской, Самарской областях,Татарстане и Башкортостане). И на юге Тимано -Печорской НГП, приурочены к отложениям от саргаевсого горизонта среднефранского подъяруса верхнего девона до кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона и образуют битуминозную кремнисто-глинисто-карбонатную формацию морского генезиса.

В последние годы (после 2010г) к доманикитам/доманикоидам возродился интерес в плане возможного освоения сланцевой нефти в ряде районов Волго-Уральской НГП, в частности в пределах Мухано-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов к югу от Татарского свода. Прежде всего это связано с постепенным исчерпанием запасов традиционной нефти. Верхнедевонско-турнейская толща прогиба сложена депрессионными фациями, стратиграфически эквивалентными мощным шельфовым карбонатам рифов за пределами прогиба. Доманиковый горизонт и более молодые доманикоидные породы депрессионной толщи являются основными нефтепроизводящими породами Волго_Уральской НГП. За пределами его распространения нефтяные месторождения практически отсутствуют. В Мухано-Ероховском прогибе депрессионная толща находится в «нефтяном окне» и ее нефтематеринские породы термически зрелые.

Площадь распространения доманиковых битуминозных верхнедевонско-турнейских пород превышает 500 тыс кв.км. Мощность в среднем составляет 50-329м.В зонах расширения стратиграфического диапазона распространения отложений рассматриваемого типа их мощность может достигать 500м.Концентрация ОВ в среднем составляет около 5%, в отдельных прослоях - до 10-30%.

В Башкирии развиты коллекторы порово-трещинного и порово-карстово-трещинного типов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти доманикоидных пород верхнего девона-нижнего карбона не превышают 75 млн тонн (по данным В.Н.Илясова).Расчеты по генерации нефтебитумов за счет РОВ терригенно-карбонатной мендым-доманиковой толщи,проведенные в рамках пересчета ресурсов УВ (2009-2010гг), показывают, что реальные объемы составляют не менее 700-800 млрд т нефтеподобных веществ, однако обогащенных в рассеянном состоянии смолисто-асфальтовыми компонентами.

Если принять уровень эмиграции в 40-50% (трещиноватые глинистые карбонаты), то в свободном состоянии в коллекторских толщах выше и ниже генерирующей толщи могло оказаться не менее 300-350 млрд т собственно нефти, а виде скоплений в ловушках девона и карбона - до 30-35 млрд т геологических ресурсов нефти (до 10% от первоначально мигрировавшей массы нефти, остальное - миграционные и эволюционные потери).В таком случае неэмигрировавшую часть НБ в целом для провинции можно оценить в 400-450млрд т, что существенно превышает массу нефтебитумоидов в баженовской свите Западной Сибири.

Если принять минимальный коэффициент извлечения за 5%, то извлекаемая часть ресурсов составит только по максимально перспективным зонам Волго-Уральской провинции (40% площади распространения доманика) 12-14млрд т,что сопоставимо с начальными перспективными ресурсами обычной нефти в коллекторских толщах девона и карбона.

Кроме доманика и баженовской свиты, к классическим толщам, высокообогащенным РОВ «битумогенерирующего типа», ряд исследователей относит куонамскую карбонатно-глинистую толщу северо-восточных районов Сибирской платформы.На площади около 400тыс кв.км выделяется куонамский комплекс нижнего и среднего кембрия - потенциальная нефтематеринская толща. Комплекс сложен глинисто-кремнисто-карбонатными породами толщиной от 25-30 до 55-60м,в разной степени обогащенных РОВ.Содержание Сорг изменяется от 1.0 до 7.5% (минимум в карбонатных разностях, максимум в глинистых силицитах).

Перспективными для поисков УВ -ных скоплений нетрадиционного типа ,по мнению Т.К.Баженовой, являются центральная и восточная части Вилюйской синеклизы и Алдано-Майская впадина. С учетом больших глубин залегания и очень высокого уровня катагенеза ОВ в центральной части синеклизы наиболее вероятно обнаружение газовых залежей (на глубинах более 4км),а на бортах - нефтяных.

Не принимая во внимание супероптимистические оценки ресурсов сланцевых УВ в России, можно оценить ресурсы сланцевой нефти в объеме 33-37 млрд т (извл.), а сланцевого газа - не более 5 трлн куб м (Афанасенков, Пырьев, Скоробогатов ,2016г)

Размещено на Allbest.ru

...