Кондиции для прибалтийских сланцев

Освоенность сланцевых месторождений невысокая. В России только на Ленинградском месторождении работают три шахты "Ленинградская", № 31 и "им. Кирова" общей мощностью 5,1 млн т/г. Добыча сланца в 1990 г. — 4,6 млн т, в 1995 г. — 1,7 млн т. Сланцы используются для технологических целей и в энергетике.

В 90-х годах прекращена добыча сланцев на Кашпирском месторождении; ранее эти сланцы использовались для выработки ихтиола и в энергетике.

Перспективы добычи и использования горючих сланцев в России ограничены.

Следует отметить, что в процессе метаморфизма сланцы теряют углеводородную составляющую и превращаются в обычные породы - черные сланцы, глинистые, кремнистые или карбонатные породы в зависимости от их минеральной составляющей. Таким образом, горючие сланцы представляют собой крупномасштабный генератор углеводородов - нефти и природных газов.

Природные битумы

К нетрадиционным природным битумам относятся производные природной нефти - тяжелая нефть, мальты, асфальтиты, кериты, озокериты, антраксолиты и др. Они состоят из высокомолекулярных углеводородов и кислородных, азотистых, сернистых и металлсодержащих соединений. Плотность их меняется от 840 до 2000 кг/м³. Мальты и асфальтиты растворимы в органических растворителях, кериты - почти не растворимы. Мальты содержат 65 - 40% масел, асфальты 40 - 25%, а асфальтиты 25-5% (табл.20)

Таблица 20

Характеристика природных битумов [13]

Некоторые битумы содержат ванадий, никель, уран, кобальт, молибден, рубидий, германий и др. Битумы образуются в результате: окисления природной нефти с образованием ряда асфальтовых битумов (мальта - асфальт - асфальтит - оксикерит - гуминокерит); природной деасфальтизации нефтей с образованием асфальтенитов от асфальта до керита; контактового и гидротермального метаморфизма смолистых нефтей с образованием антраксолитов, керитов, нефтяного кокса.

Месторождения могут быть пластовые, жильные, штокверковые.

Пластовые месторождения (до 60 м) охватывают, нередко, многие тысячи квадратных километров (Атабаска, Канада).

Жильные и штокверковые месторождения формируются на путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам, зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции (Харбол, Авгамасья) достигают длины 3,5 км при мощности 20 — 80 м и прослеживаются до глубины 500 м. Покровные залежи образуются за счет излившихся нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера (Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).

Ресурсы битумов оцениваются в 580 млрд м³, из них в Канаде — 71% и Венесуэле - 25% (табл. 21).

Таблица 21

Ресурсы природных битумов [13]

Добыча битумов может осуществляться шахтным, карьерным и скважинным методами (табл. 22).

Таблица 22

Методы добычи битумов [13]

Скважинные методы разработки битумных месторождений предусматривают применение различных способов воздействия на продуктивный пласт: паротепловое воздействие, внутрипластовое горение, совместная закачка пара и растворителя. Шахтно-скважинным, уклонно-шахтным и термошахтным методами разрабатывается Ярегское месторождение высоковязкой нефти в республике Коми. На Сугушлинском месторождении (Урало-Поволжье) испытаны методы добычи битумов и высоковязких нефтей с применением закачки пара, внутрипластового горения, разогрева пласта токами высокой частоты, закачки серной кислоты и гидродобычи. Было пробурено 35 скважин, закачано 10 млн м³ горячей воды и получено 1000 м³ водобитумной эмульсии. На Мордово-Кармальском месторождении при испытании метода внутрипластового горения было закачано 11,8 млн м³ воздуха, добыто 10660 м³ водобитумной эмульсии, в том числе 5300 м³ битума. Месторождения высоковязкой нефти разрабатываются в Венесуэле (Терро-Негро, Хомака, Мелонес).

В 1981 г. в промышленно развитых и развивающихся странах было добыто 103,5 млн т битумов и высоковязких нефтей скважинным способом и 9,8 млн т карьерами. В Венесуэле добыто 43,2, США - 17,2 и Канаде - 13 млн т.

Наиболее крупным в мире является месторождение битуминозных песков Атабаска в Канаде (провинция Альберта). Мощность песков до 90 м, глубина залегания до 600 м. Пески кварцевые с пористостью до 30%. Битумонасыщенность от 2 до 18%, в среднем 8%. Пески насыщены нефтью и содержат (%): силикатные смолы — 24%, асфальтены - 19%, серу - 5%, азот - 10%, кокс - 19%. Плотность битумов — 1020 кг/м³, запасы — 128 млрд т. Добыча битуминозных песков ведется роторными экскаваторами. На заводе пески обрабатываются водой (70 °С) с химическими добавками. Из двух кубометров песков получают 1 баррель нефти (159 кг). В сутки вырабатывают 8000 м³ нефти, 350 т серы, 260 т кокса и газ. Из отходов извлекают титановые минералы и циркон (до 690 т в год). На юго-запад от Атабаски находятся месторождения Колд-Лейк (14 млрд м³), Пис-Ривер (12 млрд м³), Уобаска (14 млрд м³).

Природные битумы представляют собой комплексное сырье, в основном энергетическое и химическое. Из асфальтовых битумов получают легкую синтетическую нефть, компоненты моторного топлива, нефтяной кокс. Битумы используются для производства дорожных покрытий, асфальтовой мастики, электроизоляторов, антикоррозийных покрытий.

В перспективе добыча и использование природных битумов в мире будет расти.

Нефть и газ в угольных бассейнах [2, 5]

О наличии нефте- и газопроявлений в угольных бассейнах стран СНГ имеется довольно много сведений. (Так в каменноугольных отложениях Донецкого бассейна на шахте им. XXII съезда КПСС (ПО "Кадиевуголь") при проходке подготовительных горных выработок и в лавах наблюдались в течение семи лет (1961 — 1968 гг.) выделения 7—12 л/час светло-коричневой нефтеподобной жидкости. В 1962г. наш. Чайкино (ПО "Макеев-уголь") жидкие углеводороды выделялись при проходке штреков (60 — 80 л/час); они содержали 94% алканов, 1% цикланов и 5% аренов. В 1977 году на шахте Комсомолец (ПО "Артемуголь") было отмечено выделение жидких углеводородов (200 л/час) плотностью 0,8 г/см³. При их возгонке были получены фракции: бензин (до 200 °С) — 7,5%, дизельное топливо (200-300 °С) - 12,3%, масла (более 300 °С) - 80,2%. Большинство углеводородов выделялось из трещиноватых или кавернозных пород, реже из пластов угля.

В Донецком бассейне открыто более 45 месторождений угля с залежами нефти и газа. На средних глубинах (2000 — 2500 м) в угольных пластах вскрыты небольшие залежи нефти и газа, на глубинах свыше 2500 км имеются многопластовые газоконденсатные месторождения, а в зоне углей более глубокого залегания 3-4 км — только залежи газа.

Такие нефти представлены в основном метаново-нафтеновыми у/в с плотностью 0,74 — 0,83 г/см³. С увеличением плотности нефтей растет содержание в них смол и асфальтенов.

Газы (в количестве до 28 трлн м³) в основном представлены метаном, этаном, пропаном и бутаном с содержанием жидких парафинов – чаще гексаном. Обычно газоносность угольных пластов нарастает с глубиной, достигая 25-30 м³/т (уже начиная с 800 -1000 м). Количество тяжелых углеводородов в газах невелико и составляет — доли процента.

Проявления нефти и газа в угольных бассейнах встречается практически повсеместно.

На шахтах Северная, им. Ленина и Ключевская [2]. Угли бассейна обладают повышенной газоносностью — до 32 м³/т, причем количество тяжелых углеводородов в углях достигает 5 —6 % (реже 12%), в том числе этана до 4%, пентана 0,1, гексана 0,05%. В составе газов на шахтах Ключевская и им. Ленина содержание этана составило 3 — 6%, пентана 1,3%. В Челябинском угольном бассейнезафиксировано 33 проявления нефти, 20 — газа и 14 — битумов (2). Наиболее интенсивные нефтепроявления установлены на Ерофеевской площади, где при опробовании было получено от 0,4 до 3,5 т нефти при суточном дебите 30 — 700 л. Удельная масса нефти 0,813, содержание углерода 84,4%, водорода 14,2%, серы 0,44%.

На юге пермского Печорского бассейна,расположенного в пределах Косью-Роговской впадины (Северо-Предуральский ГНО) известны Интинское и Кожимское газовые и Падимейское нефтяное месторождение. Нефти метано-нафтеновые, плотностью 0,67 — 0,98 г/см³. Конденсат метано-нафтеновый плотностью 0,67-0,79 г/см³. Алканы 63 — 67%, цикланы 9 — 24%, арены 8 — 16%. Угли бассейна отличаются очень высокой газоносностью (до 40 м³/т) и повышенным содержанием тяжелых углеводородов (от этана до бутана). Общие ресурсы углей в бассейне оцениваются в 260 млрд т, генерационный потенциал которых весьма значителен. В процессе углефикации в бассейне образовалось 52 трлн м³ газа, из которых 9 трлн. м³ осталось в сорбированном состоянии в угле.

В пермском Кузнецком бассейненефтепроявления представлены углеводородами нефти с удельным весом 0,83 г/см³. В составе дистиллята преобладали алканы (88%), арены (10,3%), цикланы (1,7%). Выход бензиновых фракций составил 1,1%, керосиновых 34,9%, масляных 55,6%, нефть малосернистая (0,08%). На юге Кузбасса в уголных отложениях была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/см³. Алканы составили 77,8%, цикланы 19,8%, арены 2,64%. Нефти иного состава с плотностью 0,79 г/см³ обнаружены в северных районах бассейна. Количество алканов в ней составило 26,4%, цикланов 50,2%, аренов 19,1%. Бензиновые фракции 70,9%, керосиновые 24,8%, масляные 4,3%. Близкая по составу нефть была получена из пород Южно-Борисовской площади северных районов Кузбасса (дебит 0,3 т/сут). Алканы составили 40,32%, цикланы 40,85%, арены 18,44%.

В Байдаевском районе Кузбасса присутствие битумов и жидкой нефти обнаружены в шахтах Байдаевская и Абашевская. Нефтегазоносные площади Плотниковского и Салтымаковского районов — Сыромолотненская, Борисовская, Березовская, Грязненская — образуют широкую полосу нефтепроявлении на северо-востоке бассейна.

В угольных газах Кузнецкого бассейна наибольшие содержания тяжелых углеводородов (этана до 30%, пропана 8-22%, бутана 5 — 7%) отмечается в области распространения газовых и жирных углей в Томусинском, Байдаевском, Ерунаковском, Беловском и Ленинском районах.

В Карагандинском бассейне,в отложениях карбона встречены нефтепроявления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов [5]. Наибольший интерес представляет битуминозная масса, связанная с угольными пластами или с зонами тектонических нарушений. Обычно она представлена черной, похожей на гуталин мазью с запахом керосина, которая является смесью тяжелой нефти и угольной пыли. В нарушенных участках доля битумопроявлений весом 50—100 кг достигает 40%. В тектонически несложных участках таких проявлений обычно менее 10%. Групповой состав углеводородов: алканы — 31,8%, цикланы — 35,4%, арены — 32,8%, плотность — 0,89 г/см³. Элементный состав битуминозной массы: углерод - 85%, водород — 13%, азот - 0,4%, сера — 0,6%, кислород — 1,0%. Облегченный изотопный состав битумов (С 12/13 — 91,3) служит индикатором их генетической связи с континентальными отложениями. В процессе углефикации в бассейне образовалось порядка 9 трлн м³ газа, из которых в угольных пластах осталось около 2 трлн м³. Содержание тяжелых углеводородов в угольных газах достигает максимума (2 - 7%).

В норвежской части Северного моря(группы Брент и Вестланд) угольные пласты мощностью до 1 м служили генераторами газообразных и жидких углеводородов. В Дании в Центральном грабенена газовом месторождении Хоралд известны пять угольных пластов, которые в определенных условиях могут генерировать нефть.

В целом ряде нефтяных бассейнов Китая большое значение в образовании нефтей придается ископаемым углям. В Джунгарском, Таримском и Турпанскомбассейнахгенераторами нефти считаются угленосные отложения с пластами содержащими нефть и газ. Только запасы угля в Джунгарском бассейне превышают 279 млрд т. Это количество тесно связано с количеством нефти и газа, где угли могут содержать до 20% липоидных компонентов, достаточных для генерации ресурсов нефти и газа.

В Канаде образование нефти в бассейне Бофорта-Маккензи связывают с угольными пластами, заключающими 610 млрд т угля. Количество липоидных компонентов в углях этого бассейна достаточно для генерации существующих ресурсов нефти.

Различные компоненты угля вступают в процесс генерации углеводородов не одновременно.

Первым компонентом еще на ранней стадии (протокатагенез), при температуре 40 — 60 °С в процесс генерации вступает определённый тип угля (инертинит-тип угля) и генерирует метан и легкие УВ. С переходом в каменноугольную стадию (инертинит) генерирует лишь газ. Группа витринита прекращает генерацию тяжелых УВ при температуре 80— 100 °С (стадия МК, — МК₂). Замыкают этот ряд липоидные компоненты, которые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре ПО — 140 "С (МК₃ — МК₄). При более высоких температурах все компоненты угля генерируют только газ.

Таким образом, сделанный обзор подтверждает необходимость оценки перспектив угольных бассейнов не только в отношении угольных газов, но и угольной нефти. Задача геологов — выявлять структурные, стратиграфические, литологические и другие типы ловушек такой нефти.

Газы угленосных отложений [2, 5, 6, 20]

Мировые ресурсы газа, в основном метана в угольных пластах достигают 100 трлн м³ (табл. 24). Особенно значительны ресурсы метана в странах СНГ, США и Китае.

Таблица 24

Мировые ресурсы метана в угольных пластах[5]

(числитель — всего, знаменатель — промышленные)

(Дать кратко только для информации)…В отношении перспектив развития добычи метана из угольных пластов существуют два полярных мнения.

1. Большинство специалистов стран СНГ, в первую очередь России, Казахстана и Украины считает, что настало время начать широкое освоение углегазовых бассейнов и месторождений, особенно в районах, удаленных от месторождений природного газа и магистральных газопроводов. Причем, газ метан должен добываться не только в процессе дегазации действующих шахт, но и на участках, не освоенных угольной промышленностью, хотя в неразгруженных горными работами массивах газоотдача во много раз ниже. Этой точки зрения придерживаются и за рубежом, в первую очередь в США, где в нескольких бассейнах ведется промышленная добыча метана.

Ряд крупных компаний занимается оценкой и прогнозом ресурсов метана, моделированием скважин, разработкой проектов дегазации закрытых шахт. Компания "Coalbed Methane Service" ведет работы в семи бассейнах США, Польше, Чехии, Австралии, Великобритании, Китая, Турции и Индии. Компания Kerth Murray and Associated (шт. Колорадо) проводит приоритетные исследования потенциала угольного метана в Британской Колумбии (Канада), бассейнах Боуэн и Квинсленд (Австралия), Руре и Сааре (Германия), Верхней Силезии (Польша), Южном Уэльсе (Великобритания), Зимбабве, Индонезии и США. Компания "Wardell Armstrong" работает в угольных бассейнах ЮАР, Турции, Польши, Бангладеш, Кипра, Колумбии и Канады.

2. Вторая точка зрения, также заслуживающая внимания, наиболее четко высказанная в работах Л.А. Пучкова, заключается в том, что организация добычи метана из угольных пластов, неразгруженных горными работами, в настоящее время экономически нецелесообразна [15]. Добыча метана должна производиться только в процессе дегазации шахт в основном для создания безопасных условий работы шахтеров. По мнению Л.А. Пучкова, бассейн Сан-Хуан, где в короткий срок добыча метана возросла с 1 до 23 млрд м³ в год, представляет собой уникальное явление природы, а в остальных "обычных" бассейнах США добыча метана ведется в ограниченных масштабах и связана со многими технологическими и экономическими трудностями.

Наиболее перспективными для добычи метана из угольных пластов в России являются Кузнецкий и Печорский, отчасти, Донецкий бассейны (табл. 26). В первую очередь, это касается полей действующих шахт, где ресурсы метана в Кузбассе оцениваются в 211,5 млрд м³ и в Печорском бассейне 26,4 млрд м³.

Таблица 26

Ресурсы метана в основных угольных бассейнах России,

млрд м³ [6]

Из геолого-промышленных районов Кузнецкого бассейна максимальными ресурсами метана и метаноплотностью (млн м³/км²) обладают Ерунаковский, Томусинский, Кондомский, Бунгуро-Чумышский, Прокопьевско-Киселевский и др. районы (табл. 27).

Таблица 27

Ресурсы метана и метаноплотность основных районов Кузнецкого бассейна[6]

Наряду с ресурсами метана важным показателем является метаноплотность, характеризующая степень концентрации этих ресурсов. Из конкретных участков наибольшей метаноплотностью обладают Талдинское месторождение в Ерунаковском и Томская площадка в Томусинском районе — более 3 млрд м³ /км², поле шахты "Коксовая" в Прокопьевско-Киселевском районе — 1,7 млрд mVkm², поле шахты "Ольжерасская" в Томусинском районе — 1,2 млрд м³ /км². В настоящее время работы по освоению методов добычи метана из угольных пластов ведет АО "Метан Кузбасса". Для ускорения этих весьма важных работ привлечено РАО "Газпром" и "Промгаз" обладающие необходимыми средствами и опытом проходки глубоких скважин.

Изложенный материал позволяет сделать следующие выводы:

1. Одним из альтернативных источников энергии является метан угольных пластов, мировые ресурсы которого (470 трлн м³) сопоставимы с ресурсами природного газа (400-650 трлн м³).

2. В ряде стран, в первую очередь в США, уже более 10 лет ведется добыча метана из угольных пластов через скважины, превысив 40 млрд м³ в год; совершенствуются известные, разрабатываются новые методы его добычи. Добыча метана из угольных пластов в мире, по оценкам специалистов, может в перспективе составить 96—135 млрд м³ в год, в том числе в США 45-60, России 12- 18, Китае 9- 14. В более отдаленной перспективе добыча метана может увеличиться до 470 — 600 млрд м³ в год и составить 21 — 25% мировой добычи природного газа. Стоимость добычи шахтного метана 40 -76 долл./1000 м³.

3. Метан в угле обычно находится в сорбированном состоянии (75 — 80%), связь системы "метан-уголь" очень тесная и разорвать ее для извлечения метана весьма сложно. Лишь на немногих месторождениях (типа Сан-Хуана в США) большая часть метана находится в суфлярном состоянии, заполняя пустоты, трещины, макропоры и т.д., что позволяет сравнительно легко и экономично извлекать его из угля.

4. В настоящей работе проведен анализ в основном литературных материалов по 35 угольным бассейнам и месторождениям России с целью выделения наиболее перспективных объектов для организации промышленной добычи метана из угольных пластов. Ресурсы метана в угольных пластах в России оцениваются в 100 - 120 трлн м³. Наиболее перспективны для освоения ресурсов метана Кузнецкий (13,1 трлн м³), Печорский (2 трлн м³). По остальным бассейнам и месторождениям из-за недостатка материалов можно сделать только предварительные выводы.

Несомненный интерес могут представить угли нижнекарбоновых месторождений Уральского региона, отличающиеся высокой газоносностью. Целый ряд объектов для организации добычи метана имеются в Восточной Сибири (Улугхемский и Минусинский бассейны), в Хабаровском крае (Буреинский бассейн). В Приморье (Партизанский) и бассейны на Северо - Востоке России. Для более обоснованных выводов в этих бассейнах провести комплексное изучение проблемы с бурением контрольных скважин и детальным исследованием всех вопросов газоносности углей.

5. В России с целью создания безопасных условий работы шахтеров уже многие годы ведется дегазация газоносных (5 — 30 м³/т) угольных пластов на шахтах, газообильность которых меняется от 5 до 100 м³/т. Однако, почти весь метан выбрасывается в атмосферу, а утилизируется (только в Печорском бассейне) всего - 47 млн м³ (10%) в год.

6. Министерству природных ресурсов совместно с угледобывающими предприятиями, РАО "Газпром", "Промгаз" и научно-исследовательскими институтами необходимо в кратчайшие сроки разработать "Комплексную программу переоценки перспектив развития добычи метана в угольных бассейнах России", в которой оценить общие и, реальные ресурсы метана в углях, отразить отечественный и мировой опыт метанодобычи из угольных пластов наметить очередность изучения и освоения метаноугольных месторождений страны.

Усилия геологов должны быть направлены на выявление в газоносных бассейнах зон с повышенной газоотдачей угольных пластов, залежей свободного газа и разработку соответствующих критериев. В задачу технологов входит разработка новых эффективных методов разрушения связи "уголь-метан" в месторождениях с сорбированным метаном для увеличения газоотдачи угольных пластов с 10 — 30 до 60 — 70%.

Водорастворенные газы [16]

Помимо нефтяных, газовых и угольных пластов в земной коре присутствуют огромное количество водоносных пластов. В них основные скопления углеводородных газов (и даже нефти) находятся в сорбированной минеральным или органическим веществом форме в растворенном или диспергированном состоянии. Ресурсы метана, растворенного в подземных водах составляют 10³—10⁵ трлн м³, т.е. многократно превышают ресурсы традиционных газов.

Основные факторы, определяющие газосодержание подземных вод — соотношение интенсивности газогенерации и процессов рассеивания газов, температура, давление, минерализация и состав подземных вод, состав пород.

Насыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов определяется, прежде всего, типом бассейна, геологической историей и возрастом вмещающих пород. Для древних платформ (например, Восточно-Европейской) характерна низкая газонасыщенность вод (0,5 - 1 м³/м³). Здесь преобладают азотные воды. Для молодых платформ, например, Западно-Сибирской, Скифской и Туранской газонасыщенность повышается до 2 - 4 м³/м³ и в составе газов преобладает метан. Мощность зоны углеводородных вод колеблется от 1 до 6 км. Верхняя их граница залегает на глубине 0,3 - 2 км. Газонасыщенность углеводородными газами Сахалинской платформы составляет 2 - 4 м³/м³.

С глубиной газонасыщенность как правило, растет, на смену азотным газам приходят смешанные, которые переходят в углеводородные.

Главные факторы газообразования - температура и давление. Основной объем сорбированных углеводородных газов образуется на глубинах 2 - 4 км при температуре 100—170 °С. Степень минерализации вод обратно пропорциональна газонасыщенности, которая максимальных значений достигает при пониженной и низкой минерализации (до 30 г/л). Основными объектами поисков метановых вод на больших глубинах служат высокотермальные воды пониженной минерализации.

Содержание диспергированного (пузырькового) газа растет с увеличением температуры, давления и минерализации подземных вод.

В качестве таковых источников промышленного получения водорастворенных газов, по оценке специалистов, считается:

—подземные газонасыщенные воды малых глубин — до 1 км;

—газонасыщенные воды, контактирующие с традиционными газовыми залежами на глубинах 1,5 — 4,5 км;

—высокогазонасыщенные воды больших глубин — более 4,5 км.

Разработка водорастворенных газов на небольших глубинах ведется в Японии, Италии и Непале. Газы обычно разрабатываются на глубинах до 1 км. Площадь развития продуктивных комплексов достигает (км²): в Японии (Нипугата — 1000 на суше, 2000 на море, Ю. Канто — 600, Мобара — 200), в Италии (Полезано-Феррарский бассейн — 1000). Мощность продуктивной толщи — сотни метров. Газонасыщенность — 1—2 м³/м³, растет с глубиной. По составу газы метановые (75 — 97%) с низким содержанием азота, СО₂ и H₂S. Минерализация подземных вод невысокая — 2-34 г/л.

В Японии утилизация растворенного в водах метана была начата в 20-х годах XX века. В районе Ю. Канто перспективно месторождение Мобара в 50 км от Токио, которое разрабатывается с 1935 г. Основная добыча ведется из отложений плиоцена с глубины 200 — 600 м, местами — 1000 м. Скважины расположены по сетке 150 х 150 м, средний дебит по газу 2,3 тыс. м³/сут. Площадь месторождения 200 км², ресурсы метана 35 млрд м³. Состав газа (%): СН₄ — 98-99, СО₂ - 0,2-1,5, N₂ - 0,1-0,5, H₂S - нет. Это позволяет использовать газ не только для сжигания, но и в химической промышленности. Воды содержат много йода (до 120 мг/л). В этом районе из вод добывается основная часть общего производства йода в Японии (1800 т/г).

В Италии добыча газа из подземных вод в разные годы велась в Полезано-Феррарском газоносном бассейне. Продуктивные песчано-глинистые отложения кайнозоя морского происхождения характеризуются газонасыщенностью 1 — 1,2 м³/м³. Минерализация вод 5 — 27 г/л. На глубинах до 800 м выделено 5 продуктивных горизонтов.

В Непале водорастворенный газ добывается из четвертичных озерно-болотных отложений с глубины 180 — 300 м. Газонасыщенность вод 0,2-0,6 м³/м³. В составе газа СН₄ - 75-80%, СО₂ — 14 — 23%, H₂S — нет. Запасы газа на площади 4 км² — 47 млн м³. Газодобывающая установка имеет мощность 500 м³/сут.

Себестоимость газа, добываемого из неглубокозалегающих горизонтов вод (долл. за 1000 м³): в Японии - 50- 100, Италии - 100, Непале — 75, США — 180 — 360, что выше себестоимости традиционного газа, но при отсутствии других источников этот газ может быть рентабелен.

Методика разработки месторождений газонасыщенных вод предусматривает бурение рядов нагнетательных скважин, перемежающихся с рядами откачивающих скважин. Когда газосодержание добываемой воды падает ниже экономически допустимых пределов, бурят новый ряд откачиваемых скважин. Причем нагнетательные скважины имеют небольшой диаметр, что снижает общие расходы на добычу газа. В Италии применяется метод пяти точек (конвертный). Четыре нагнетательные скважины бурятся по углам четырехугольного участка, а откачивающая — в центре. Как правило, вся откачанная вода после дегазации возвращается обратно в резервуар, что предотвращает просадки поверхности месторождений.

Газонасыщенные воды больших глубин (более 4 км) находятся в условиях высоких температур и аномально высоком пластовом давлении (геопрессированные зоны). Газосодержание в них высокое и может достигать 5—10 м³/м³. Исследования таких вод были проведены в США в Мексиканском заливе, где было пробурено 13 глубоких скважин. Получены следующие результаты: мощность резервуаров 40 — 300 м, пористость 15 — 35%, газосодержание 5—17 м³/м³, дебит 1 — 3 тыс. м³/сут., редко больше, температура 120—150 °С, давление 57—153 МПа, минерализация 5—130 г/л. Результаты исследований показали, что резервуары газосодержащих вод в основном мелкие. Себестоимость водорастворенного газа колеблется от 150 до 1000 долл./тыс. м³. Она может быть снижена за счет утилизации минеральных компонентов, геотермической и гидравлической энергии подземных вод.

Бурение скважин и добыча газосодержащих вод с больших глубин связано со значительными затратами и дороже, чем бурение нефтяных скважин, что связано с применением обсадных труб большого диаметра. Стоимость одной скважины глубиной 4 км составляет 2 — 2,5 млн долл. В настоящее время разработка газосодержащих вод глубокозалегающих месторождений нерентабельна. Затраты на добычу вод могут быть снижены за счет использования "сухих" газовых скважин. Характеристика качества газосодержащих резервуаров приведены в табл. 29.

Таблица 29

Показатели оценки качества резервуаров [16]

Таким образом, в настоящее время определенный интерес может представлять добыча водорастворенных газов, залегающих на небольших глубинах в нефтегазоносных, реже угленосных бассейнах в первую очередь в областях молодых платформ — Западно-Сибирской, Скифской и Туранской, а также в современных геосинклинальных областях (Сахалин).

Повышение эффективности добычи таких газов на больших глубинах может быть достигнуто за счет следующих мер:

—использование фонда глубоких скважин, пробуренных на нефть и газ и оставленных, как признанных пустыми или законтурными;

—разработка месторождений водорастворенных газов с использованием глубокой закачки отработанных вод;

—разработка новых технологий извлечения водорастворенного метана, в том числе способов формирования техногенных газовых залежей, не связанных с отбором больших масс воды;

—разработка замкнутых технологических циклов по комплексному использованию минеральных компонентов подземных вод их энергетического потенциала в виде метана, высокотермальных вод и их гидравлической энергии.

Нефть и газ в породах с низкой проницаемостью [16]

Ресурсы углеводородов, заключенные в низкопроницаемых породах, на порядок превышают ресурсы в традиционных коллекторах. Эти породы распространены широко и относятся к комплексам различного генезиса и структурного положения.

Продуктивные нефтегазонакопления в нетрадиционных коллекторах осадочных пород.Эти коллектора распространены во всех нефтегазоносных бассейнах. К числу примеров относятся Иркутский амфитеатр, Кузнецкая и Южно-Минусинская котловина, Предуральский прогиб, осадочные бассейны Скалистых гор (США) и др. Песчано-глинистые, карбонатные, кремнистые коллектора в этих районах характеризуются малой пористостью и низкой проницаемостью. Их освоение требует применения специальных технологий.

Зоны дисперсного газонасыщения низкопроницаемых пород.Значительные ресурсы газа связаны с зонами интенсивного насыщения в низкопроницаемых терригенных породах. Например, в Актюбинском Приуралье газонасыщенные пермские отложения имеют мощность 2,8 км (дебит скважин достигает 50 тыс. м³/сут.). В США в девонских битуминозных сланцах запасы газа достигают 14 трлн. м³. Крупные газовые скопления в терригенных низкопроницаемых породах выявлены в Канаде, Франции, Германии.

Нефтегазоносность некондиционных коллекторов традиционных месторождений. Значительные ресурсы неучтенного углеводородного сырья находятся в низкопроницаемых породах месторождений нефти и газа. На Астраханском, Оренбургском и других месторождениях ведется попутная добыча газа из некондиционных коллекторов. Для оценки ресурсов таких газов рекомендуется разбуривание площадей по более плотной сетке скважин для дренажа пород с применением технологий для интенсификации притоков.

Газоносность соляных отложений.В соляных породах газы находятся в сорбированном состоянии, растворенными в кристаллической решетке, в виде микро- и макровключений. Такие газы известны на Березниковском руднике, Соликамском, Верхнекамском, Индерском, Старообинском месторождениях калийных солей, на калийных рудниках Германии и Белоруссии.

Нефтегазоносность глинистых образований.Эти образования развиты во многих районах — кумекая свита Кавказа, менилитовые сланцы Предкавказья, миоценовые сланцы Сахалина, баженовская свита в Западной Сибири, нижнемеловая глинистая толща Ульяновского Поволжья, сланцы Монтерей бассейна Лос-Анжелес, битуминозные сланцы Грин-Ривер и др. Эти породы, обогащенные органикой (5 — 20%) имеют морское происхождение и называются доманикитами. Они представляют несомненный интерес как объект для детального изучения в качестве нетрадиционного источника углеводородов.

Породы промежуточного комплекса.Эти породы залегают в основании осадочного чехла молодых и древних платформ. Они выполняют глубокие каньоны и грабены фундамента Западной Сибири, Предуралья, Восточного Предкавказья, платформ Северной Америки, Африки, Азии и Австралии. Промежуточные комплексы представляют собой мощные (4 — 5 км) не выдержанные по площади сильно нарушенные толщи обычно с перерывами в осадконакоплении. Они часто изолированы друг от друга и представляют собой самостоятельные структуры. Обычно кровля этих структур залегает на глубине 4 км, а подошва — на 8 км. Покрышкой служат глинистые породы осадочного чехла. Породы промежуточного комплекса представляют собой объекты для поисков месторождений углеводородов таких как Малоиченское в Западной Сибири или Байджановское в Предкавказье. Причем, залежи углеводородов могут концентрироваться, как в основании осадочного чехла, так и внутри самого комплекса.

Нефтегазоносность кристаллических пород.Наличие углеводородов в метаморфических и магматических породах установлено во многих районах, например, в кимберлитовых трубках алмазных месторождений Якутии и Южной Африки, на полиметаллических рудниках Норильского района и Швеции, на золото­рудных месторождениях Казахстана и Южной Африки, на железорудных месторождениях Кривого Рога (Украина) и Кливленда (Австралия). Образование и накопление углеводородов происходило благодаря воздействию интрузий на органическое вещество окружающих осадочных пород. Так, на меторождении Бестюбе (Казахстан) источником газа служили богатые органикой осадки ордовика, в Норильском районе — пермские угленосные породы. Вмещаю­щие кимберлитовые трубки породы нижнего палеозоя содержат битумы и нефти. Максимальный дебит газов в Норильском районе достигал 20 тыс. м³/сут., в Якутии — 40 тыс. м³/сут. Обычно газы рудных месторождений изучают в связи с безопасным ведением горных работ. Но в ряде случаев они могут представлять собой объект добычи нетрадиционных энергетических ресурсов для местного газоснабжения.

Гидраты углеводородных газов [13,16]

Гидраты газов — соединения, включения (клатропы), в которых молекулы газов заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды. Образуются при температуре 50 - 350 К (- 223 - + 77 °С при давлении 2 Па— 1,7 ГПа. На доступных для изучения глубинах порядка 2 — 3 км термодинамические условия гидратообразования представлены в табл. 30.

Таблица 30