• Реферативные обзоры статей

1) Разведочные скважины должны быть сильно отклоненными, а не вертикальными, чтобы оптимально пересечь доминирующую систему трещин. Добывающие скважины должны быть пробурены перпендикулярно или почти перпендикулярно преобладающей системе трещин.

2) Сильно сфокусированная трехмерная (3D) сейсмика, такая как CGG-CBM Veritas (Controlled Beam Migration), необходима для определения систем трещин на нефтегазовых месторождениях в фундаменте

3) Бурение с отбором керна в трещиноватых породах фундамента затруднительно и не приветствуется буровыми инженерами. Тем не менее, обширный сбор керна необходим для предоставления критически важной информации о вещественном составе и параметрах пласта. Некоторые из типов керна должны быть датированы радиометрическим возрастом, чтобы геологи могли понять сложность геологического строения залежи.

4) Эксплуатационные скважины должны быть пробурены достаточно глубоко, чтобы полностью вскрыть залежь. Например, на нефтяном месторождении La Paz, Венесуэла, скважины пробурены на 500 метров в фундамент. На китайском месторождении Dongshenpu высота нефтяной залежи составляет 400 метров), и эксплуатационные скважины пробурены на большей части залежи.

5) Разведочные скважины не должны просто «помечать» верхнюю часть фундамента, поскольку это не позволит провести полную оценку фундамента и может привести к тому, что важное открытие «останется за бортом». Действительно, газовое месторождение Suban, Южная Суматра, не было открыто в середине 1980-х годов компанией Caltex (Chevron-Texaco), несмотря на крупную программу разведки, поскольку скважины были пробурены через осадочную часть пород, а затем просто заглублены в фундамент. Основное гигантское месторождение газа в фундаменте (5 трлн кубических футов газа) было впоследствии открыто в 1999 году компаниями Gulf Canada и Talisman Energy Canada с помощью бурения вглубь фундамента.

6) В мире существует ряд случаев, таких как гигантское месторождение La Paz в Венесуэле, где нефть в фундаменте была обнаружена гораздо позже (через 30 лет) в течение срока эксплуатации месторождения, причем внимание изначально было сосредоточено на добыче нефти из вышележащих осадочных пород. Вторым примером является нефтяное месторождение Octogono в бассейне Neuquen, Аргентина, которое было открыто в 1918 году; добыча нефти велась из неглубоких отложений, лежащих над фундаментом. Наконец, почти столетие спустя, фундамент был пробурен и оценен, и теперь он обеспечивает запасы и потенциал роста добычи. В 2015 году добыча из фундамента составляла в среднем 3000 баррелей нефти в сутки и продолжает расти, что дало новую жизнь этому стареющему месторождению. Месторождения La Paz и Octogono показывают, что операторам нефтегазовых месторождений, добывающих из отложений, перекрывающих кровлю фундамента, следует рассмотреть возможность бурения скважин вглубь фундамента. Трехмерная сейсмика с высоким разрешением поможет определить наилучшее местоположение для оптимального пересечения трещиноватых или выветрелых пород фундамента.

7) Выветрелые «слабые» граниты также могут служить отличными коллекторами, поскольку можно наблюдать их выходы на поверхность в тропических областях, где сильные дожди могут вымывать полевые шпаты и менее стойкие минералы и оставить после себя превосходный резервуар. Высокое содержание базальтовых минералов в сланцах, филлитах и тонкослоистых сланцах сводит на нет вторичную пористость в результате выветривания. Аналогично, граниты и кварциты с большей вероятностью дают привлекательные, высокопористые гранитные пески, тогда как эродированные сланцы и гнейсы не являются хорошими коллекторами.

Геологи, геофизики, инженеры-нефтяники и экономисты должны изучить аналоги месторождений нефти и газа в образованиях фундамента по всему миру, чтобы понять, как разрабатывать такие месторождения.

Наконец, читателю предлагается ознакомиться с одной из первых классических работ, опубликованных по нефти и газу в фундаменте K.K. Landes (Landes et al., 1960), в которой было сказано: «Промышленные залежи нефти в породах фундамента не являются геологическими «случайными событиями», а являются скоплениями нефти, которые подчиняются всем правилам происхождения нефти, миграции и формирования ловушек; поэтому в областях не слишком глубоко залегающего фундамента залежи нефти в фундаменте следует исследовать с тем же профессиональным мастерством и усердием, что и скопления в вышележащих отложениях».

https://geors.ru/media/pdf/01Koning_08XVzWn.pdf

Большие запасы нефти выявленные в гранитоидных выступах кристаллического фундамента на южном шельфе Вьетнама, позволяют предположить, что формирование нефтяных месторождений происходило не только за счет нефтяных ресурсов олигоценовых отложений. Дополнительным источником УВ могло быть органическое вещество осадков океанской коры, которые затягиваются в мантию в зонах поддвига литосферных плит при субдукционных процессах.

Активная геодинамическая обстановка, существовавшая на протяжении геологической истории в районе современного шельфа юга Вьетнама, обусловила появление глубинных разломов и трещин в земной коре. Образовавшийся перепад давления способствовал появлению макрокинетических условий для миграции глубинной нефти в верхние горизонты литосферы. Высвобождавшиеся из разных нефтегенерационных зон нефти на пути своего следования смешивались, обогащая друг друга биогенными и абиогенными углеводородными радикалами.

Высказанные идеи о существовании неорганического синтеза нефти в глубинных сферах Земли авторы рассматривают не как альтернативу органическому происхождению нефти, а как мощный дополнительный источник углеводородного сырья.

Микстгенетический подход к проблеме образования нефти и газа, расширяет поисковые критерии и возможности выявления перспективных районов.

https://geors.ru/archive/article/1005/

Тектонические процессы в предъюрский и в пост-сеноманский периоды сильно изменили характер нефтегазообразования в палеозойских толщах, включая тип резервуара с порового на порово-трещинный, так и тип ловушек – со сводовых до структурных стратиграфических и тектонически экранированных.

Наиболее благоприятными для нефтегазнакопления могут являться зоны, подвергшиеся тектонической перестройке, включая подъем территории и последующий размыв отложений с формированием эрозионной поверхности, затрагивающих несколько глубоких горизонтов.

Такие зоны следует искать на склонах инверсионных поднятий, испытавших подъем и размыв значительной части палеозойских толщ.

Разломная тектоника способствует формированию тектонически и стратиграфически экранированных ловушек, непосредственно под поверхностью мезойзойских толщ.

https://geors.ru/media/pdf/06_Sokolov_ris1.pdf

Спорадическая нефтеносность залежи, обусловленная фильтрационно-ёмкостная неоднородность строения гранитоидного массива, как по разрезу, так и по площади, обусловлена а) неравномерным остыванием плутона, более быстрым на контакте с «холодными» осадочными породами; б) тектоническими процессами, происходящих во время существования гранитного массива; в) наличием глубинных гидрохимических растворов, «залечивающих» трещины и каверны.

Другая особенность строения залежей нефти– обнаружение первых пород-коллекторов с трещинной или трещинно-кавернозной пористостью на значительных глубинах от поверхности фундамента - до 2000 м на отдельных участках, но в среднем 300-500 м (в Северном своде месторождения Белый Тигр, месторождения Кыулонг, Дайхунг).

Кроме того, выявлена важная особенность распространения нефтенасыщенных интервалов в залежи фундамента. В более чем 20 скважинах проведены термогидродинамические исследования, с помощью которых выявлены интервалы притока нефти в скважинах. В опробованных 500-800-метровых частях разреза в открытом стволе этих скважин установлены 20-40 метровые интервалы притока нефти, к которым приурочена основная часть (60-80 %) дебита нефти скважины. То есть, в толще фундамента распространены зоны или участки максимального нефтесодержания. Сейсморазведка МОГТ 3Д с могла закартировать ТОЛЬКО поверхность (глубину распространения) пород-коллекторов. Внутреннее строение толщи по сейсморазведке установить не удалось, и было УСЛОВНО закартировано исключительно по данным бурения скважин.

https://geors.ru/media/pdf/7_Shuster_gIxaMkH.pdf

Кора выветривания (КВ) представляет нефтепоисковый интерес...

Проведено изучение пространственной неоднородности КВ кристаллического фундамента в пределах восточного склона Южно-Татарского свода, залегающего на глубинах 1650-2500 м. По данным керна и ГИС построен вертикальный профиль КВ, в котором снизу вверх прослежены зоны последовательного изменения кристаллических пород

Зона «А» – неизмененные материнские породы фундамента,

Зона «Б» – зона начальной дезинтеграции, первая стадия нарушения сплошности породы.

Зона «В» – зона продолжения дезинтеграции и начального разложения.

Зона «Г» – зона конечного разложения.

Преобладание северо-западной ориентировки карты изопахит зон Б+В свидетельствует о единой направленности тектонических процессов в период формирования КВ кристаллического фундамента и более раннем (возможно дорифейском) возрасте заложения тектонических разломов данного простирания.

Зоны коры выветривания архей-нижнепротерозойского основания Южно-Татарского свода и особенности их площадного развития

(Н.Б. Амельченко, Р.Х. Масагутов, Р.В. Ахметзянов, К.С. Курбангалеева, ООО «БашНИПИнефть», 2017)

Кора выветривания фундамента в параметрических скважинах 50 Новоурняк и 2000 Туймазы Южно-Татарского свода

(Н.Б. Амельченко, Т.В. Иванова, Д.И. Иванов, Р.Х. Масагутов, ООО «БашНИПИнефть», 2016)

По данным сверхглубоких скважин, построены геотермические карты по кровле кристаллического фундамента и на различных глубинах до 12 км. Для всех глубин характерна ярко выраженная неоднородность теплового поля. Зоны с повышенными значениями температуры, свидетельствуют о высоких тепловых потоках из недр, и, соответственно, о высокой степени раздробленности и трещиноватости горных пород. Этот факт обуславливает наличие интенсивных процессов конвективного тепломассопереноса.

На основе сопоставления контуров открытых месторождений нефти с геотермическими аномалиями, делается вывод, что для Татарстана, как и для всего Волго-Урала - чем выше температура отложений, тем более подходящие условия для образования УВ и формирования залежей.

В статье также излагается версия того, "...почему же до сих пор не открыты залежи нефти в кристаллическом фундаменте Татарского свода, несмотря на длительные и интенсивные поиски? " Миграция УВ частиц имеет только одно направление, вертикальное и/или латеральное, и залежи не могут формироваться против этого направления. Например, на участке недр, в зонах инфильтрации поверхностных вод, миграция будет носить обратный вертикальный характер – сверху вниз, то в этом случае, с выступов фундамента УВ частицы будут смываться и накапливаться в структурах с отрицательной формой рельефа. В свете этого предположения, рекомендуется постановка поискового бурения в депрессионных зонах.

https://geors.ru/archive/article/479/

Схема изотерм на абс. отметке -1 000 м построена по результатам высокоточных измерений температур в 742 скважинах на 191 нефтегазовых месторождений в Европейской части РФ.

Важно! Все скважины длительно простаивающие, с восстановленным тепловым режимом, поэтому отражают естественное, не возмущенное тепловое поле литосферы Земли, которое сильно дифференцировано. Максимальный перепад температур на абс.отметке -1 000 м составляет более 30 градусов Цельсия – от 14,24 до 48,2.

Установлено, что в целом, области с низкими температурами расположены в пределах крупных сводовых поднятий. Зоны повышенных температур приурочены, как правило, к крупным впадинам, являющимися зонами скрытой разгрузки подземных вод. Также установлена тесная связь теплового поля с движением инфильтрационных вод.

По результатам работы сделан вывод:

А) в интервалах разреза, сложенным в основном непроницаемыми породами, зоны крупных скоплений нефтяных месторождений приурочены региональным температурным минимумам;

Б) в регионах, сложенных проницаемыми породами (что характерно для Волго-Урала) , залежи УВ тяготеют к зонам повышенных температур и термоградиентов.

https://geors.ru/archive/article/475/

Несмотря на множество исследований, посвященных перспективности на нефть и газ кристаллического фундамента Татарстана, качественного испытания интервалов разреза, как следует из статьи, так и не удалось достичь.

По данным 121 объекта в 25 скважинах рассматриваются итоги испытания интервалов докембрийского разреза по результатам испытания пласта на трубах (ИПТ) в открытом стволе в процессе бурения:

18% приточных объектов, где зафиксирована кривая восстановления давления (КВД);

20% - отсутствие притока, но фиксируется недовосстановленная КВД;

62% -отсутствие притока, КВД не зафиксирована.

Делается предположение, что существуют две причины низкой результативности ИПТ:

а) большие репрессии на интервал опробования из-за утяжеленных глинистых растворов в процессе бурения;

б) длительное время после первичного вскрытия, приводящее к формированию глубоких зон кольматации.

В статье делается вывод, что отсутствие притоков нефти в процессе ИПТ в открытом стволе, еще не свидетельствует о ее отсутствии в кристаллическом фундаменте.

Однако так и осталось непонятным, в каких скважинах впоследствии, проводился спуск колон и полноценное освоение перспективных интервалов разрезов после перфорации, какие методы применялись для вызова притока и интенсификации?

https://geors.ru/archive/article/746/

На территории республики Татарстан пробурены сотни скважин со вскрытием фундамента. Несколько десятков скважин прошли по нему от сотни до 4 000 метров. Серьезной помехой для выявления нефтеносных коллекторов в фундаменте явилось бурение на глинистом растворе, нередко утяжеленном, поскольку пластовые давления в фундаменте пониженные.

В итоге следует признать, что ВСЕ испытания были проведены в неоптимальном режиме.

Для очистки от глинистого раствора и получения чистого пластового флюида необходимо из коллектора откачать сотни кубических метров жидкости. К тому же неизвестно, как долго может очищаться нефтеносный коллектор кристаллического фундамента, учитывая ограничения при вызове притока.

В статье выделены 4 группы результатов испытания в открытом стволе. Все они оказались либо сухими, либо с фильтратом глинистого раствора с различным содержанием метана.

https://geors.ru/archive/article/516/

В Республике пробурено более 2000 скважин, вскрывших кристаллический фундамент, в т.ч. 500 скважин вскрывших его на глубину 20 метров, и 3 сверхглубокие скважины – №2000 Туймазинская (забой 4042 м), №20000 Минибаевская (забой 5099 м) и №20009 Ново-Елховская (забой 5881 м).

По результатам исследования и анализа информации из этих скважин сделан вывод – в пределах Южно-Татарского свода масштабы гипергенного воздействия на породы кристаллического фундамента крайне не велики. В купольной части глубина выветривания не превышает 1 метра, а в пределах Мелекесской депрессии 2,0-2,5 метра, что не позволяет рассматривать измененные породы в качестве потенциальных коллекторов УВС.

Поиск возможных коллекторов, способных аккумулировать в себе УВС, предлагается сфокусировать в зонах трещиноватости в теле фундамента, выступающими путями миграции различных растворов. Однако, специальные исследования вещества открытых трещин по разрезу скважины № 20009 Ново-Елховская не выявило сигналов органических радикалов, что не позволяет говорить о миграции в зонах трещиноватости растворов, содержащих вещества органического ряда или их фрагменты.

https://geors.ru/archive/article/191/

Кристаллический фундамент Республики Татарстан – поиски нефти. Промежуточные итоги.

Завершая краткое рассмотрение статей, опубликованных более чем за 20-летний период в журнале «Георесурсы», посвященных вопросу поиска нефти в кристаллическом фундаменте Татарстана, выбор пал на две статьи, написанные в 2013 и 2019 гг.

В них приводится философское осмысление выполненных геологоразведочных работ, анализируются причины отрицательных результатов и, достаточно неожиданно, делаются определенные выводы.

В последние годы изучение КФ достигло своего апогея. Однако действительно странно, что у нас в республике до сих пор не найдена нефть в фундаменте, хотя есть множество предпосылок к этому. Когда уляжется вся эта эйфория вокруг КФ, сказать сложно, поскольку она не утихает уже более сорока лет. При этом, нет ни одного явно отрицательного заключения или вывода, так или иначе свидетельствующих о явной бесперспективности вскрытых разрезов КФ.

Каждый комплекс отложений имеет право на определенную, примерно равную степень изучения до тех пор, пока не будет дана обобщенная, аргументированная оценка бесперспективности той или иной территории при данной степени изученности.

КФ до сих пор пользуется всеобщим вниманием … на все лады идет популяризация этих «весьма» перспективных образований, это своеобразный «enfant terrible», который доставляет немало хлопот, но которого все любят.

https://geors.ru/archive/article/86/

С переходом России на капиталистическую систему, программа изучения КФ не могла быть продолжительной, не говоря уже о её завершении.

В настоящее время нет никаких условий для продолжения работ по изучению КФ, связанных с бурением сверхглубоких скважин.

В руководстве геологической и нефтегазовой отраслей сегодня нет деятелей с глубоким государственным мышлением, способных анализировать мировые тенденции и прогнозировать развития отраслей на 40-50 лет вперед.

https://geors.ru/archive/article/1009/

Но нашим геологам, специалистам и ученым не стоит отчаиваться…

В статье рассмотрены основные принципы обоснования границ и районирования Прикаспийской НГП, поскольку по мнению авторов, принятая в настоящее время картографическая база НГГР делает акцент на структурно-тектонических аспектах, не учитывая в должной мере процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов.

Во-первых, НГГР следует проводить по главному подсолевому палеозойскому нефтегазоносному комплексу пород, мощность которого достигает 10–12 км. С этим комплексом связано более 90% разведанных запасов углеводородов Прикаспийской провинции, и в нем прогнозируются ресурсы не менее значительные, чем уже выявленные.

Во-вторых, необходимо учитывать контуры региональной соленосной кунгурской покрышки. Она обеспечивает поддержание аномально высокого давления в подсолевых докунгурских отложениях, а также формирование и сохранение крупнейших и крупных месторождений углеводородов, в первую очередь газа.

В-третьих, следует принимать во внимание, что генерацию и формирование углеводородов (особенно газов) в Прикаспийской впадине и по её периферии в пределах развития соленосной покрышки обеспечивают палеозойские (в основном верхнедевонско-нижнепермские) и, возможно, более древние нефтегазоматеринские породы погруженных частей впадины, включая складчатый комплекс рифея-нижнего венда.

В составе Прикаспийской НГП различаются три субпровинции:

• Северо-Западная,

• Юго-Восточная

• Центрально-Прикаспийская.

Первые две их них отличаются мелководным, шельфовым характером палеозойских осадочных образований и сосредоточением основных запасов углеводородов в антиклиналях и крупных карбонатных атолловидных массивах.

В пределах Центрально-Прикаспийской субпровинции перспективы на выявление крупных месторождений углеводородов связаны с нижнепермскими и верейскими конусами выноса на глубинах более 7 км.

Месторождения нефти и газа сосредоточены в основном с внешней стороны бортовых уступов. Их формирование связано в основном с нефтегазоматеринскими углеродистыми глинисто-кремнистыми отложениями верхнего девона-нижней перми глубокой внутренней части Прикаспийской впадины. Поэтому в состав провинции следует включать все наклоненные к Прикаспийской впадине смежные моноклинали.

Следует отметить, что нет четкой структурной границы между углеводородными палеозойскими системами Прикаспийской и Волго-Уральской НГП.

https://geors.ru/archive/article/1075/

Для Прикаспийской синеклизы НЕразведанные запасы составляют более 90% и большая их часть приходится на глубокозалегающие карбонатные отложения палеозоя, которые являются сложно построенным и специфичным семейством осадочных горных пород, обладающих крайне изменчивой и разнообразной по морфологии и генезису пористостью.

Распространение возможных скоплений нефти и(или) газа в подсолевых отложениях контролируется главным образом качеством коллекторов и покрышек, прогноз которых представляет собой крайне сложную задачу.

Поэтому, до настоящего времени, так и не сложилось единого мнения, касательно перспектив нефтегазоносности осадочных толщ древнее башкирских.

Проведенный ретроспективный анализ условий формирования потенциальных коллекторов и покрышек для подсолевых отложений Прикаспийской впадины, реализованный в виде седиментационного моделирования, позволил оценить

пространственное распределение разнофациальных отложений, играющих роль аккумулирующих и консервирующих толщ.

Показано, что при формировании карбонатных секвенций, помимо внешних факторов (эвстатика, тектоника, климат) существенную роль играли законы, управляющие продуцированием, распределением и накоплением карбонатного материала в морском бассейне, не зависящие от привноса осадков извне.

https://geors.ru/archive/article/850/

В истории формирования подсолевых отложений региона обособляются несколько этапов, каждый из которых характеризуется своеобразием структурообразующих движений, особенностями седиментогенеза и, как правило, спецификой проявления процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

По результатам хроностратиграфического анализа выделено пять комплексов со свойственными каждому из них структурно-формационной позицией и условиями осадконакопления:

• ордовикско-нижнедевонский,

• эмско-среднедевонский,

• франско-турнейский,

• визейско- верхнекаменноугольный

• пермский,

В пределах рассматриваемого региона эти породные комплексы имеют различную стратиграфическую полноту.

Несомненно, самые большие перспективы и надежды в Оренбургском регионе связаны с нижнепермским комплексом.

Небольшие глубины современного залегания комплекса на большей части региона только увеличивают его привлекательность у добывающих компаний.

Основные зоны распространения высокоемких коллекторов в комплексе связаны с прибортовыми частями Предуральского прогиба. Здесь коллекторы приурочены преимущественно к отложениям, накопившимся в условиях отмелей и формирующим на наиболее приподнятых участках последних рифогенные массивы, зачастую значительной амплитуды. Перекрытые солями, они содержат самые значительные объемы УВ во всем палеозойском разрезе.

https://geors.ru/archive/article/974/

В 40-50-х гг. прошлого столетия, организация «Главсевморпуть» проводила поисково-разведочные работы на нефть и газ в Анабаро-Хатангском междуречье для обеспечения топливом судов курсирующих по Северному морскому пути.

Южно-Тигянское месторождение входит в состав Лено-Анабарского прогиба и приурочено к одноименной брахинантиклинальной складке субширотного простирания. Ее размеры по нижнемеловым отложениям составляют 19×6 км, амплитуда – 700 м.

Вскрытый глубоким бурением разрез на месторождении представлен верхнепалеозойско-нижнемезозойским комплексом терригенных отложений. Всего пробурено 7 скважин.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями нижней перми. Коллектора представлены песчаниками мелкозернистыми, в различной степени глинистыми и алевритистыми. Проведенная оценка запасов (Сафронов и др., 1996) показала (геол/извл) млн.т: С1 = 1,4/0,4 и С2 = 6,9/2,0 при КИН= 0,3. Нефть тяжелая (922-960 кг/м3 ), сернистая (2,16%), высокосмолистая.

Зафиксированна накопленная добыча = 2085 тонн сырой нефти, из них в период с 12.1948 г. по 08.1952 г. –1700 тонн и в период с 06.1996 г. по 08.2002 г. – 386 тонн.

Из-за незначительных притоков нефти из скважин (не более 2 м3 /сут), кроме Р-102, и недостаточной изученности модели нефтяной залежи, подсчет запасов нефти Южно-Тигянского месторождения с утверждением в ГКЗ РФ до настоящего времени так и не проведен. Кроме того, ряд исследователей высказывает предположения о том, что активной залежи нефти как таковой нет.

https://geors.ru/archive/article/886/