Поклади нафти і газу в породах фундаменту

Скупчення рідких і газоподібних вуглеводнів у кристалічних породах фундаменту давно відомі в багатьох регіонах світу, причому в деяких країнах (Лівія, Марокко, Венесуела, В’єтнам, Угорщина, США) із таких утворень отримані потужні припливи нафти і газу. Ці дані сприяли підвищеному інтересу до проблеми нафтогазоносності порід кристалічного фундаменту і пошуків у них покладів вуглеводнів. Нафтогазоносність у фундаменті може асоціюватись як з основними, так і з кислими гірськими породами в межах давніх і молодих платформ.

Геологічними об’єктами для пошуків у породах фундаменту можуть бути:

– кора вивітрювання фундаменту;

– зони дріблення і підвищеної тріщинуватості порід поблизу глибинних розломів;

– зони розущільнення, дезінтеграції та вилуговування порід.

У перелічених геологічних ситуаціях можлива наявність порід-колекторів на різних глибинах від поверхні фундаменту. Крім названих факторів, колектори можуть утворюватись і під дією інших процесів, зокрема: зміни температур, дегазації, геодинамічної напруженості тощо.

Більшість скупчень вуглеводнів промислового значення, які виявлені в породах фундаменту, виявлено випадково свердловинами, що розкрили верхню частину фундаменту при пошуках нафти і газу в осадовому чохлі. Вперше цілеспрямоване буріння для виявлення покладу нафти в фундаменті було проведено у Венесуелі в кінці 40-х початку 50-х років після того, як на родовищі Ла-Пас при отримані нафти із тріщинуватих крейдових вапняків було вирішено заглибити розвідувальну свердловину в породи фундаменту, виходячи із уявлення про можливий розвиток там також тріщинуватих колекторів, що вміщують нафту. При подальшому розбурюванні покладу максимальне розкриття фундаменту сягнуло 941 м, а найбільший початковий дебіт нафти із продуктивного інтервалу становив 1576 т/добу, хоча деякі із свердловин виявились непродуктивними або малодебітними. Незважаючи на це, в подальшому пошукам вуглеводнів у породах фундаменту не надавалось належної уваги.

Формування скупчень нафти і газу в породах фундаменту в геологічній літературі трактується по-різному з позиції неорганічного (абіогенного) синтезу вуглеводнів та з позиції органічного (біогенного) їх походження.

З позиції біогенного генезису вуглеводнів відомі в світі поклади нафти і газу в породах фундаменту є вторинними і сформувались за рахунок міграції ВВ з прилеглих продуктивних комплексів осадового чохла. Тому найбільші перспективи пов’язуються безпосередньо з верхньою відкритою і тріщинуватою зоною фундаменту. Перспективними можуть бути і більш глибокі зони (зокрема, зони розущільнення порід), але переважно не глибше позначок залягання підошви осадового чохла в сусідніх депресіях.

Згідно з позицій неорганічного синтезу вуглеводнів нафта і газ розглядаються як продукти мінерального синтезу в умовах глибинних зон земної кори і верхньої мантії. Вертикальна міграція по зонах глибинних розломів зумовлює утворення скупчень нафти і газу в пористо-тріщинуватих породах-колекторах фундаменту та осадовому чохлі.

При пошуках родовищ нафти і газу геологи керуються не тими чи іншими поглядами про походження вуглеводнів, а, головним чином, закономірностями формування і просторового розміщення їхніх скупчень. Тому незалежно від вихідних позицій про генезис нафти і газу при обґрунтуванні пошукових робіт у породах фундаменту в першу чергу необхідно враховувати закономірності їх просторового поширення та особливості геологічної будови регіону.

На сьогодні ще детально не розроблена методика пошуків покладів нафти і газу в породах фундаменту. Проте, сучасна нафтогазогеологічна наука, а також практика нафтогазопошукових робіт, при прогнозуванні нафтогазоносності велику увагу приділяють розломно-блоковій тектоніці, вважаючи, що глибинні розломи значною мірою зумовлюють формування сприятливих для нафтогазонагромадження структур, порід-колекторів і відповідно визначають розміщення в земній корі родовищ вуглеводнів. При цьому виділяються ряд чинників, які визначають умови формування та закономірності розміщення родовищ, і в першу чергу такі :

– вторинне залягання покладів нафти і газу;

– переважання вертикальної міграції вуглеводнів і, головним чином, по зонах розломів і ділянках підвищеної тріщинуватості порід;

– “наскрізний” характер будови більшості родовищ і широкий стратиграфічний діапазон знаходження в них покладів нафти і газу;

– знаходження покладів нафти і газу в нижніх горизонтах осадового чохла і породах фундаменту, що підстилає його.

Ці фактори базуються на взаємозв’язку зон глибинних розломів з родовищами нафти і газу в осадовому чохлі та фундаменті і дозволяють більш цілеспрямовано орієнтувати їх пошуки в конкретних геологічних ситуаціях.

Новітні геолого-геофізичні матеріали свідчать, що тріщинуваті зони в невивітрілих кристалічних товщах з глибиною не зникають, а на глибині існують тріщинно-жильні резервуари з задовільними колекторськими властивостями. Вони прогнозуються по сейсмічних відбивних межах і підтверджуються надглибокими свердловинами (Криворізькою, Кольською та ін.). Деякі дослідники (І.І. Чебаненко та ін.) виділяють у верхній частині фундаменту зону підвищеної тріщинуватості, куди входить і кора вивітрювання (площова і лінійна) і нижче по розрізу зони розущільнення і дроблення. Верхня зона має товщину від 250 до 500, а деколи і до 1000 м. Власне цю величину необхідно враховувати при проектуванні глибин пошукових свердловин на фундамент. Тому доцільно параметричні свердловини заглиблювати до розкриття нижньої зони, оскільки на ряді родовищ у різних регіонах нафтогазонасиченість простежено до 1000 м від поверхні фундаменту, а нижня межа промислової нафтогазоносності поки що не встановлена.

Фактичний матеріал показує, що скупчення нафти і газу в породах фундаменту можуть контролюватися трьома основними типами структур:

– переважно ерозійного характеру;

– ерозійно-тектонічними блоковими структурами моноклінального або горстового типу;

– переважно тектонічно складчастого типу.

У структурах першого типу в утворенні колекторів основну роль відіграють процеси вивітрювання та вилуговування, а основним регіональним фактором, що контролює міграцію вуглеводнів і формування покладів, є поверхня стратиграфічної незгідності. Поклади тут в більшості масивні. При відсутності нафти і газу в склепінні виступу вони можуть бути на його схилах.

У структурах другої групи колектори формуються як екзогенними, так і ендогенними процесами (тектонічна тріщинуватість, міграція гідротермальних розчинів по розломах тощо). Переважають поклади масивного і тектонічно екранованого типів.

Структури третьої групи формуються в умовах стиснення пізнішими тектонічними рухами. Тектонічна тріщинуватість формує колекторські властивості порід фундаменту. Родовища в більшості багатопластові з покладами масивного типу.

Для пошуків скупчень нафти і газу в породах фундаменту найбільш перспективними є вали і виступи фундаменту, менше перспективні моноклінальні і депресійні ділянки. Важливим є також врахування гідрогеологічних умов розрізу.

Враховуючи те, що мова йде про нижні структурні поверхи, то доцільно застосування нетрадиційної методики розвідки “знизу догори”, яка спирається на сучасні глибинні геофізичні методи дослідження рельєфу і структури фундаменту. У різних районах в залежності від геологічних умов можуть бути ефективними ті або інші геофізичні методи, або їх комплекс. Наприклад, на території Польських Карпат для простеження фундаменту під флішовими товщами, найбільш вдалим є метод магнітотелуричного зондування, особливо в комплексі з гравірозвідкою і сейсморозвідкою (ГСЗ і КМЗХ).

Ще К. Лендс та інші (1960) вказували, що для пошуків нафти і газу в фундаменті можуть бути дуже корисними структурні карти поверхні фундаменту. Оскільки поклади в породах фундаменту тісно пов’язані з покладами в базальних горизонтах осадового чохла і контролюються незгідністю, що залягає вище, дуже інформативними є карти поверхонь незгідностей, палеоструктурні профілі та інші геологічні документи, які дозволяють робити висновок про давній рельєф, джерела і напрямки зносу матеріалу тощо.

Розломи, що відіграють важливу роль в багатьох осадових басейнах щодо нафтогазоносності фундаменту, можуть успішно вивчатись за допомогою аерокосмічних та інших методів. Картування розломів і виявлення їх природи, особливо в сукупності з регіональним геофізичним аналізом, дозволяє прогнозувати розміщення асоційованих зон тектонічної тріщинуватості, блокових структур тощо.

Геофізичні дослідження у свердловинах дозволяють виявити можливу шаруватість і блокову будову фундаменту, наявність розущільнених зон, їх товщин та поширення по площі і розрізу кори вивітрювання фундаменту і перехідних зон від фундаменту до осадового чохла.

Однією із важливих умов успішних пошуків скупчень нафти в фундаменті є його розкриття бурінням на достатню глибину, причому, декількома свердловинами, розміщеними не тільки на склепіннях виступів, але і на схилах, та ретельне випробовування перспективних інтервалів. Не слід також забувати, що пластини фундаменту можуть бути алохтонними і перекривати на значних територіях перспективні на нафту і газ нормальні осадові товщі не тільки в насувних зонах сучасних орогенних зонах, але і в аналогічній тектонічній ситуації під чохлом накладених осадових басейнів.

Першочергової уваги заслуговують ті райони, в яких вже встановленні ознаки нафтогазоносності в породах фундаменту або вже отримані припливи вуглеводнів.

Свердловини слід закладати за профільною системою навхрест і вздовж простягання різних структурних зон і великих тектонічних елементів фундаменту. Першочергові свердловини буряться на підготовлених структурах в осадовому чохлі в сприятливих тектонічних умовах по фундаменту, що дозволяло б вирішувати одночасно два завдання:

– пошук покладів вуглеводнів у породах осадового чохла;

– виявлення зон розущільнення кристалічних порід фундаменту та їх нафтогазоносності.

Для кількісної оцінки прогнозних ресурсів нафти і газу в породах кристалічного фундаменту не існує методик. Тому для підрахунку прогнозних ресурсів у фундаменті використовують положення про тісний взаємозв’язок нафтогазоносності фундаменту з приконтактним осадовим продуктивним комплексом чохла (згідно з органічною гіпотезою походження нафти). У той же час виявлено, що глибинна еманація парогазогідротермальних флюїдів, у складі яких вуглеводнева складова представлена переважно газоконденсатом, спостерігається на дні океанічних просторів, де відсутній осадовий чохол з похованою в ньому органічною речовиною. Це вказує на можливість формування покладів вуглеводнів у кристалічних породах фундаменту і за рахунок їх неорганічного синтезу.

На сьогодні дискутується припущення про існування феномену постійного надходження вуглеводнів із кристалічного фундаменту на родовищах Татарстану (Р.Х. Муслимов, 2003). Тут відзначено ряд покладів, з яких вилучені всі балансові запаси, а видобуток нафти продовжується (наприклад, Ромашкінське родовище в Росії).

Дослідженнями встановлено:

– на фоні загального збільшення густини нафти в процесі розробки з використанням заводнення виявлені ділянки періодичного надходження легкої, загазованої нафти;

– наявність свердловин з аномально високою продуктивністю і аномально високим накопиченим видобутком (більше 1 млн.т), що неможливо пояснити іншими причинами, ніж надходженням із глибин;

– наявність свердловин, в яких звичайне падіння дебітів нафти змінюється довготривалим ростом дебітів нафти;

– закономірна приуроченість вказаних “аномальних” свердловин по площі (по певних лініях).

Одним із механізмів, яким пояснюється така поведінка зміни складу газової компоненти нафти в часі може бути вплив тектонічної активності (процесів стискування і розтягування земної кори) на міграцію вуглеводнів.

14.10 Поклади нафти і газу в умовах акваторій

Перші морські свердловини були пробурені в Каспійському морі в 1924 р. із штучних споруд та в Мексиканській затоці (США, 1933 р.) з плаваючої баржі. На сьогодні понад 100 країн проводять пошуково-розвідувальні роботи в умовах морських акваторій. До початку 70-х років минулого століття видобуток нафти і газу обмежувався глибинами 100–110 м і відстанню від берега до 150 км. Зараз пошукові роботи поширюються на все більш глибоководні райони шельфу, оскільки понад 30 % запасів нафти і газу в Світовому океані міститься за межами зони з ізобатою 200 м. Технічне обладнання розвідки і видобутку нафти на морському дні сягнуло глибини води 9011 футів (2777 м). На таких глибинах води пошук і розробку нафтових і газових родовищ успішно ведуть бразильські нафтовики у водах Атлантичного океану.

Станом на кінець 2003 р. на території українського сектору Азово-Чорноморського шельфу, при глибинах моря до 30–56 м, відкрито 14 газових і газоконденсатних родовищ, із них 8 в Чорному і 6 в Азовському морях. Відзначимо, що максимальна глибина Чорного моря сягає 2115 м, а 85 % зашельфових акваторій характеризується глибинами понад 1000 м. Ступінь освоєння вуглеводневих ресурсів в даному регіоні за різними даними на сьогодні змінюється за різними оцінками в межах від 3 до 7,7%.

Відповідно до державної програми “Освоєння вуглеводневих ресурсів в українському секторі Чорного та Азовського морів” до
2010 р. планується ввести в глибоке буріння десятки локальних піднять, збудувати нові морські стаціонарні платформи та блок-кондуктори, виконати значні обсяги науково-розвідувального та експлуатаційного буріння і досягнути видобуток газу до 3,2 млрд.м³. Розрахунки економічних показників засвідчують, що собівартість видобутку
1 тис.м³ газу і 1 т нафти з морських родовищ України буде значно нижчою від рівня світових цін.