авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 |

«Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ...»

-- [ Страница 8 ] --

4. Образование газовых и газонефтяных залежей контролируется струк турно-тектоническими, биогенными и, в меньшей степени, литолого стратиграфическими и другими ловушками.

5. Существует значительный неиспользованный резерв прогнозируемых ловушек, содержащих предполагаемые промышленные скопления газа и кон денсата, особенно в глубокопогруженных зонах.

II.2.4. Научное обоснование перспектив нефтегазоносности Оценка масштабов генерации и аккумуляции углеводородов. В целях количественной оценки перспектив нефтегазоносности Косью-Роговской впа дины использована эволюционно-генетическая модель прогноза масштабов ге нерации и аккумуляции УВ в процессе катагенетической эволюции осадочных пород, модель апробирована для Верхнепечорской и Денисовской впадин Ти мано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

Общие масштабы генерации и аккумуляции углеводородов – в оса дочных комплексах палеозоя. Наибольшим генерационным и первоначаль ным аккумуляционным потенциалом обладают ордовикско-нижнедевонский, среднефранско-турнейский и верхневизейско-нижнепермский комплексы. В целом их газовый потенциал в настоящее время выше нефтяного, так как в пермско-триасовое время происходило их перераспределение по осадочному разрезу и площади впадины (таблица 18).

Обоснование коэффициентов рассеяния УВ в процессе формирования залежей и расчет начальных потенциальных ресурсов (НПР) газа и нефти.

Сравнительные данные по различным нефтегазоносным регионам мира пока зывают величину рассеяния жидких УВ от 50 до 75%, а газообразных – от 40 до 80%. Это позволяет получить исходные данные для определения коэффициен тов рассеяния жидких и газообразных углеводородов. Для нефти при наиболее часто используемых значениях коэффициента рассеяния от 50 до 60% для рас чета принимаем 45%, а для газа при значениях от 40 до 80% – 55%. Результаты оценок потенциальных геологических ресурсов и их плотности по тектониче ским зонам приведены в табл. 20.

Таблица Масштабы генерации, первичной аккумуляции, начальные потенциальные и прогнозные современные ресурсы газа и нефти в осадочных комплексах палеозоя Косью-Роговской впадины Масштабы Масштабы Ресурсы, %:

генерации первичной потенциальные/ Литолого аккумуляции прогнозные стратиграфический Газ, Нефть, Газ, Нефть и Газ Нефть и комплекс трлн. млрд. млрд. конденсат, кон 3 м т м млн. т денсат Ордовикско нижнедевонский 569,8 341,1 1278,6 221,7 54,4/33,3 50,1/10, Среднедевонско нижнефранский 17,3 9,5 29,5 4,7 1,3/0,9 1,1/ Среднефранско турнейский 349,6 288,8 782,3 179,5 33,2/2,4 40,4/24, Нижне средневизейский 14,6 8,0 23,4 3,8 1,1/2,3 0,9/5, Верхневизейско нижнепермский 69,6 88,5 4,2/51,2 7,5/59, 98,5 33, Нижнепермско (верхнеартинско) верхнепермский 68,0 - 136,2 - 58/9, Всего 1089,2 736,7 2268,5 452,9 100/100 100/ Наибольшей величиной начальных потенциальных ресурсов (НПР) и их средних плотностей характеризуются отложения ордовикско-нижнедевонского, среднефранско-турнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов. Наи меньшими первичными потенциальными ресурсами обладают породы среднеде вонско-нижнефранского и нижне-средневизейского комплексов.

Современное распределение НПР газа, нефти и конденсата в КРВ по глу бинам показывает, что максимальные значения (55,7%) для газа свойственны глубинам 1-3 км, для нефти – 1-3 и 3-5 км (51,2%).

Нефтегазогеологическое районирование. В нефтегазогеологическом отноше нии Косью-Роговская впадина отвечает одноименной тектонической и газонефте носной области (НГО) Тимано-Печорского осадочного бассейна. Восточная ее часть перекрыта складчато-покровными образованиями со стороны западного склона Урала. Ширина перекрытия, по расчетным гравиметрическим и сейсмиче ским данным, не превышает 35-40 км. Отдельные исследователи (Л.Н. Беляков, Б.Я. Дембовский, И.В. Запорожцева, В.Н. Пучков, Б.И. Тарбаев) допускают ши рину зоны перекрытия до 60 км. В связи с этим существующая оценка НПР (табл.

21, 22), выполненная в соответствии с современными границами впадины, не сколько занижена (приблизительно на 30-35%).

Таблица Распределение начальных потенциальных ресурсов газа и нефти (включая конденсат) по нефтегазоносным районам Косью-Роговской впадины НПР Плотность НПР Нефтегазоносный Газ, Нефть и Газ, Нефть+конденсат, тыс. т/км район % конденсат, тыс. т усл.

т/км % Воркутский 16,2 18,0 24,4 5, Интино Лемвинский 432 42,0 30,4 10, Кочмесский 40,6 40,0 33,0 6, Всего 100 100 38,3 7, Таблица Распределение начальных потенциальных ресурсов газа, конденсата и нефти в Косью-Роговской впадине по интервалам глубин НПР Средняя плотность НПР Глубина, Газ, Нефть и Газ, Нефть и конден км конденсат, % тыс. т усл. т/км2 сат, тыс. т/км % 1-3 55,7 51,2 34,0 6, 3-5 33,3 40,5 20,8 3, 5-7 8,2 8,3 12,8 2, 7 2,8 - 2,2 Всего 100 100 38,3 7, В пределах Косью-Роговской НГО выделяются три района с установлен ной нефтегазоносностью – Интино-Лемвинский, Кочмесский газоносные и Воркутский газонефтеносный, включающие ряд зон нефте- и газонакопления. В Интино-Лемвинском газоносном районе – это Прилемвинская и Интино Кожимская зоны, в пределах Воркутского района – зона поднятия Чернова и др.

Наибольшей величиной начальных потенциальных и прогнозных ресурсов га зоконденсата (около 60%) обладает Интино-Лемвинский газоносный район.

Масштабы аккумуляции газа в КРВ оцениваются 2268 млрд. м3, нефти – 452 млн. т. Соотношение аккумулированных газообразных и жидких УВ при мерно одинаково в Интино-Лемвинском и Кочмесском районах – 5:1. В Вор кутском НГР оно составляет 4,6:1. Наибольший нефтегазогенерационный по тенциал у Интино-Лемвинского района: 478 млрд. м3 газа и 86 млн. т – нефти, далее следуют Кочмесский газоносный район с начальными потенциальными ресурсами газа 450 млрд. м3, нефти – 82 млн. т, Воркутский район соответст венно – 180 млрд. м3 и 37 млн. т.

В Интино-Лемвинском газоносном районе плотность ресурсов газа состав ляет 60 тыс. у. т/км2, нефти – 10,8 тыс. т/км2. Для ордовикско-нижнедевонского НГК, обладающего максимальным потенциалом НПР, их ресурсы и плотности соответственно равны: для газа – 252,9 млрд. м3, 31,97 тыс. у. т/км2, для нефти – 44 млн. т и 5,58 тыс. т/км2.

В Кочмесском газоносном районе те же показатели характеризуются значе ниями для газа: 247,2 млрд. м3 и 18,14 тыс. у. т/км2;

для нефти – 360 млн. т и 2,64 тыс. т/км2. В Воркутском НГР они соответственно составляют 113,1 млрд. м3 и 22,3 тыс. у. т/км2;

20,4 млн. т и 4,33 тыс. т/км2. На основе вы полненных расчетов ресурсов УВ и их плотности в пределах НГР выделены зо ны газо- и нефтегазонакопления (рис.77).

В пределах внутреннего борта КРВ в Прилемвинском платформенном ав тохтоне выделяются следующие зоны газо- и нефтегазонакопления:

1. Восточно-Лемвинская прогнозируемая зона газонакопления в предпола гаемых зонах развития органогенных карбонаров верхнего ордовика, верхнего девона и верхнего карбона с возможной плотностью НПР более 60 тыс. у. т/км2.

2. Интинская зона нефтегазонакопления, контролируемая границами предпо лагаемого развития биогермов и рифов в ассельско-caкмарском и, видимо, сред некаменноугольных и верхнедевонских карбонатных отложениях с расчетной плотностью начальных и прогнозных ресурсов УВ около 50 тыс. у. т/км2.

Рис. 77. Нефтегазогеологическое районирование Косью-Роговской впадины Условные обозначения, принятые на рис 77: 1-3 – границы прогнозируе мых зон нефтегазонакопления в биогенных ловушках различного возраста: 1 – девонского, 2 – каменноугольного, 3 – раннепермского. 4-5 – границы предпо лагаемой бессероводородной зоны газонакопления в терригенно-карбонатных, в том числе и биогенных образованиях позднеордовикско-турнейского возрас та: 4 – западная, 5 – восточная под покровами складчатых шарьяжей палеозой ских образований западного склона Урала. Наименование газонефте- и нефте газоносных районов: ИЛПГР – Интино-Лемвинский преимущественно газонос ный район с преобладанием бессероводородного углеводородного газа (в скоб ках предполагаемое количество сульфатных пород в разрезе палеозойского осадочного чехла, %);

КГНР – Кочмесский газонефтеносный район с локаль ным распространением сероводородсодержащих углеводородных газов;

ВНГР – Воркутский нефтегазоносный район с локальным распространением сероводородсодержащих горючих газов. Плотность начальных потенциальных ресурсов по отдельным районам см. в табл. 21, 22. I-VII – прогнозируемые зоны газо- и газонефтенакопления: I-III – зоны преимущественно газонакопления с локальной сероводородностью в послевизейских нефтегазоносных комплексах (НГК) осадочного чехла при отсутствии довизейских бессульфатных НГК;

I – Интинская;

II – Восточно-Лемвинская;

III – Усть-Лемвинская;

IV – Кочмес ская зона газонефтенакопления с высокой локальной развитой сероводородно стью горючих газов;

V – Бергантымылькская зона газонефтенакопления;

VI – Нижне-Неченская зона газонефтенакопления;

VII – Абезьская зона нефте накопления в ловушках структурно-рифогенного типа визейско раннепермского возраста.

3. Усть-Лемвинская зона газонакопления, приуроченная к участкам воз можного развития верхневизейско-среднекаменноугольных органогенных по строек в пределах Прилемвинской складчато-покровной зоны с расчетной плотностью ресурсов УВ до 40 тыс. у. т/км2.

В пределах внешнего борта КРВ выделяются зоны газонефтенакопления:

4. Кочмесская зона преимущественно газонакопления, контролируемая предполагаемыми границами распространения пород рифогенного типа в раз резах верхнего девона, среднего карбона-нижней перми с суммарной расчетной плотностью начальных ресурсов газа и нефти до 40 тыс. у. т/км2.

5. Бергантымылькская прогнозируемая зона газонефтенакопления, опреде ляемая участками рифообразования позднедевонского (елецко-устьпечорского) возраста, с предполагаемой плотностью начальных ресурсов углеводородов 40 45 тыс. у. т/км2.

6. Нижне-Неченская прогнозируемая зона газонефтенакопления, контро лируемая полосой рифообразования турнейского возраста, с предполагаемой суммарной плотностью НПР газа и нефти 30-35 тыс. у. т/км2.

В пределах Воркутской ступени сохраняются выделенные ранее зоны неф тегазонакопления – Падимейская зона нефтегазонакопления и Ярвожская зона газонефтенакопления.

Районирование территории по содержанию сероводорода в газах.

Изучение содержания сероводорода в газах по разрезу и площадям КРВ, про веденное по результатам целенаправленных исследований Р.Е. Шевченко и Ю. М. Трифачева (данные за 1992 г.), позволили обосновать вторичный гене зис сероводорода в залежах, что обусловлено распространением сульфатных пород в разрезах осадочного чехла и наличием сапропелевого ОВ в карбонат ных нефтегазоматеринских породах.

С учетом этого прогнозируется практически полное отсутствие сероводо рода в бессульфатном разрезе чехла Интино-Лемвинского газоносного района – в Лемвинско-Кожимском (Прилемвинском) автохтоне и надвиговых пластинах Западно-Уральского аллохтона, сложенных карбонатно-терригенными осадоч ными формациями со смешанным типом ОВ. С учетом этих данных в КРВ с за пада на восток можно выделить четыре субмеридиональные зоны с различным содержанием сероводорода в газах. Две первые из них – Поварницко-Роговская зона углеводородных флюидов, не содержащая сероводорода (Восточно Адзьвинская, Западно-Роговская, Нижне-Адзьвинская площади), и Кочмесская зона автономно-высоких концентраций сероводорода, расположены в пределах внешнего борта впадины. Две других – Интино-Лемвинская сероводородсо держащая зона в аллохтонной части разреза до глубин 3,5-4,0 км, бессероводо родная – ниже в автохтонном разрезе и Прилемвинская с почти полным отсут ствием в разрезе сульфатов и сероводорода – тяготеют к внутреннему борту впадины.

Таким образом, восточнее современной границы КРВ прослеживается территория Лемвинско-Кожимского (Прилемвинского) автохтона общей площадью более 14 тыс. км2, перспективная для поисков бессероводородного метанового газа с плотностью потенциальных ресурсов, превышающей 50 тыс. у. т/км2. Средняя плотность размещения крупных (100 км2) и сред них (50 км2) структурных ловушек в соседнем Интино-Лемвинском газо носном районе составляет около 2,5 на 1000 км2. Плотность же развития та ких ловушек в пределах Лемвинско-Кожимского платформенного автохтона оценивается не менее 32 на 1000 км2. Максимальная величина плотности НПР газа может здесь достигать 100 тыс. у. т/км2, что позволяет оценить ре сурсы газа не менее 300 тыс. у. т. Это может свидетельствовать о рентабель ности проведения в Интино-Лемвинском районе поискового бурения с целью выявления залежей бессероводородного газа на крупных и средних по пло щади структурах Лемвинско-Кожимского автохтона.

Предложенное нефтегазогеологическое районирование в совокупности с данными о "зараженности" флюидов сероводородом в палеозойских отложени ях КРВ и смежных районов может являться основой выбора первоочередных объектов поиска на рассматриваемой территории газовых месторождений, практически не содержащих сероводорода.

II.2.5. Перспективы нефтегазоносности и главные направления поиска газовых и нефтяных месторождений Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности осадочных комплек сов палеозоя Косью-Роговской впадины позволяет провести дифференциацию территории по степени перспективности. Выделяются высокоперспективные, перспективные и малоперспективные районы для поисков газа, газоконденсата и нефти (рис. 78). Наибольшие объемы свободного газа – около 478 млн. т у. т, в основном бессероводородного, и примерно 450 млн. т у. т (в т.ч. содержащего сероводород) приходится соответственно на внутренний (Интино-Лемвинский НГР) и внешний (Кочмесский НГР) борт КРВ. Величина НПР газа на Воркут ской ступени составляет 180 млн. т у. т. Максимальная плотность ресурсов газа отмечается в пределах внутреннего борта и Прилемвинского платформенного автохтона: для ордовикско-нижнедевонского комплекса – 32 тыс. у. т/км2 и среднефранско-турнейского – 20 тыс. у. т/км2. В Кочмесском НГР эти показате ли соответственно составляют 18 тыс. у. т/км2 и около 12 тыс. у. т/км2, в Вор кутском – 15 и 6 тыс. у. т/км2. Плотность ресурсов нефти существенно меньше и изменяется для тех же комплексов от 5,5 до 4 тыс. у. т/км2 в Интино Лемвинском, около 3,0 тыс. у. т/км2 – в Кочмесском и от 2,7 до 1,5 тыс. т/км2 – в Воркутском НГР.

Рис. 78. Генеральная схема размещения геологоразведочных работ на нефть и газ в Косью-Роговской впадине Условные обозначения: 1 – границы перспективных зон;

2 – предпола гаемая площадь отсутствия сульфатных пород в осадочном разрезе (1%) и распространения залежей бессероводородного углеводородного газа;

3 – планируемые глубокие скважины;

4-Л (4-Лемвинская), 1-3П (1-Западно Пальникшорская), 1-ВК (1-Восточно-Кожимская), 1-СА (1-Северо Амшорская) и первоочередные поисковые первой очереди: 1-В (1 Воравожская), 1-ЛГ (1-Левогрубеюская), 1-ЗП (1-Западно-Интинская);

4 – планируемые региональные сейсмические профили и их номера;

5 – перво очередные площади проведения поисковых и детальных сейсмических ра бот со сгущенной плотностью профилей;

6 – то же, но по разреженной сети профилей. Остальные условные обозначения см. на рис. 93, 94. Райониро вание по перспективным газонефтеносности: ВПг – территория, высоко перспективная для поисков газовых и газоконденсатных месторождений со средней плотностью начальных ресурсов (НПР) газа более 50 тыс. у. т/км2;

МПг – территория, малоперспективная для поисков газовых и газоконден сатных месторождений со средней плотностью НПР газа от 10 до 30 тыс. у.

т/км2;

Пн-г, Пг-н, Пг – перспективные площади и доминирующий тип УВ флюида (н-нефть, г-газ). В числителе – средняя плотность НПР (в тыс. у.

т/км2), в знаменателе – то же, но для глубокопогруженных зон (нефтегазо носных комплексов, древнее визейского) Таблица Распределение плотностей начальных потенциальных ресурсов газа и нефти в глубокопогруженных зонах КРВ Плотность НПР Нефтегазоносный Газ, тыс. у. т/км2 Нефть, тыс. у. т/км район Кочмесский 29,8 5, Интино-Лемвинский 52,3 9, Воркутский 22,3 4, Всего по КРВ 34,1 6, Плотность НПР газа и нефти в глубокопогруженных зонах Косью Роговской впадины (для комплексов, древнее визейского) составляет соответ ственно 34 тыс. у. т/км2 и 6,5 тыс. т/км2. Распределение НПР газа и нефти в КРВ по глубинам приведено в табл. 22. Наибольшая величина НПР газа во всех НГР приходится на глубины от 3 до 5 и от 5 до 7 км, а нефти – от 1 до 5 км. Породы, залегающие на глубинах более 7 км, обладают лишь газовым потенциалом.

Плотности НПР нефти и газа по различным НГР приведены в табл. 21.

Зоны и нефтегазоносные комплексы, характеризующиеся максимальными значениями газового потенциала и плотностью ресурсов, суммарно превы шающей 50 тыс. т у. т/км2, рассматриваются в качестве главных направлений поиска газовых месторождений.

Исходя из плотности ресурсов и значений бессероводородного газового потенциала с учетом технических возможностей высокоэффективного освое ния, основными направлениями геологоразведочных, нефтепоисковых работ являются в порядке убывающей практической значимости следующие:

1. Поиски и разведка газовых, газоконденсатных и газонефтяных преиму щественно бессероводородных залежей в структурных (дизпликатных), текто нически-экранированных и рифогенных ловушках верхнедевонско-турнейского комплекса Интино-Лемвинской зоны внутреннего борта впадины, включая Прилемвинский платформенный автохтон. Суммарная плотность ресурсов газа здесь превышает 60 тыс. у. т/км2, в т.ч. в глубокопогруженных зонах более тыс. у. т/км2.

2. Поиски и разведка преимущественно бессероводородных газовых зале жей в структурных и рифогенных тектонически-экранированных ловушках ор довикско-нижнедевонского комплекса восточной части Интино-Лемвинской и Воркутской зон. Плотность ресурсов газа достигает здесь 40 тыс. у. т/км2.

3. Поиски и разведка газовых и газонефтяных преимущественно бессеро водородных залежей в структурных, тектонически-экранированных, дизпли катных и рифогенных ловушках верхневизейско-нижнепермского карбонатного комплекса Интино-Лемвинской, включая Восточно-Лемвинскую, и Воркутской зон. Плотность ресурсов газа на этих землях превышает 25 тыс. у. т/км2.

4. Поиски и разведка преимущественно газовых локально бессероводород ных залежей в структурных, тектонически-экранированных, в т.ч. дизпликат ных, и структурно-литологических ловушках, сложенных терригенными поро дами среднедевонско-нижнефранского, нижне-средневизейского и верхнеар тинско-верхнепермского комплексов. Предполагаемая плотность НПР УВ со ставляет здесь 15-20 тыс. у. т/км2. Это направление, не являясь основным, по зволяет осуществить дополнительный прирост перспективных ресурсов и раз веданных запасов в КРВ.

Практическая реализация указанных направлений в КРВ должна учиты вать и дополнять принятую ранее стратегию поиска газовых и газоконденсат ных месторождений в Тимано-Печорской провинции, основанную на ком плексном освоении ресурсов бессероводородного газа на первоочередных объ ектах в пределах других важнейших газопоисковых направлений в провинции Верхнепечорской и Денисовской впадин. Одновременно с запланированным комплексом региональных и поисковых работ в Косью-Роговской впадине должна решаться проблема эффективного освоения ресурсов газа в глубоко погруженных зонах с отсутствием сероводородного заражения с целью свое временной подготовки здесь в дальнейшем высокоперспективных объектов.

Важнейшим условием проведения исследований при этом должно являться своевременное выполнение проектируемых видов, объемов и рациональной очередности геофизических и буровых работ.

II.2.6. Размещение геологоразведочных работ на нефть и газ Решение важнейшей проблемы газовой отрасли в Тимано-Печорской про винции по стабилизации добычи газа требует последовательности в подготовке и вводе в разведку наиболее перспективных объектов в основных газовых рай онах. При этом необходима четкая координация в осуществлении первоочеред ных региональных геофизических поисково-оценочных работ, параметрическо го и поискового бурения по видам, объемам и последовательности с учетом предусмотренных ранее в соответствующих программах работ на газ в Верхне печорской и Денисовской впадинах. В предлагаемой ниже новой программе геологоразведочных работ в Косью-Роговской впадине проектируемые иссле дования скоординированы с намеченными ранее по всей Тимано-Печорской провинции.

Существенным тормозом в активизации целенаправленных буровых работ, в том числе параметрического бурения, в КРВ является сероводородная "зара женность" разреза. Как уже отмечалось выше, значительная часть НПР газа во впадине (около 650 млн. у. т) может быть отнесена к бессероводородным. Из них 410 млн. у. т приходится на внутреннюю зону и смежную часть Прилемвинского платформенного автохтона. Вместе с тем до 70% углеводородных ресурсов внешнего борта КРВ и до 60% Воркутской ступени содержит сероводород. Од нако анализ содержания сероводорода по разрезу и площади показал, что он имеет узко локальный характер. Это не находит пока убедительного объяснения.

Региональные геолого-геофизические работы. Главной задачей регио нальных геолого-геофизических работ в Косью-Роговской впадине являются глубинное изучение осадочных комплексов, выявление и прослеживание новых зон нефтегазонакопления, перспективных фациальных и формационных обра зований, прогноз и детализация зон газонакопления в нижних комплексах оса дочного чехла. Ведущая роль при этом принадлежит сейсмическим работам МОГТ, комплексируемым с параметрическим бурением, последние должны проводиться синхронно и опережать поисково-оценочные работы.

Региональные сейсмические работы. Региональные профильные и кар касные геофизические работы предусмотрены в комплексе с параметрическим бурением. Их комплексное проведение обусловлено рядом причин:

- незначительными объемами и невысокой разрешающей способностью ранее выполненных региональных работ;

- недостаточностью данных о региональной структуре и составе большин ства нефтегазоносных комплексов, особенно в ордовикско-нижнедевонского, среднедевонско-нижнефранского и верхнедевонско-турнейского;

- неоднозначностью прогнозирования и распределения зон газо- и нефте накопления;

- невыясненностью генетической и пространственной связей залежей УВ с крупными тектоническими нарушениями и зонами резких фациальных перехо дов и закономерной связи типов ловушек со строением фундамента.

На ближайшие и последующие годы в КРВ предусмотрены региональные сейсмические исследования МОГТ в объеме 1793 пог. км, которые по существу являются продолжением работ, начатых в 1990 г.

Первоочередными для отработки являются субмеридиональные региональ ные сейсмопрофили: PC-31 (212 пог. км), СТ-12 (385 пог. км) и СТ-12А (351 пог.

км), которые вместе с субширотными – СТ-16 (180 пог. км), PC-13 (120 пог. км), PC-12 (150 пог. км), PC-9 (190 пог. км), охватывающими на ширину 30-40 км территорию западного склона Полярного Урала, позволяют охарактеризовать глубинное строение региона. Наиболее важным здесь являются выяснение со временной структуры и оценка условий газонакопления в Интино-Лемвинской и Кожимской зонах внутреннего борта КРВ, включая Прилемвинский платфор менный автохтон, перекрытый складчато-надвиговыми пластинами западного склона Урала. В этих зонах сосредоточены крупные ресурсы бессероводородно го газа. Для эффективного решения такой задачи целесообразно комплексирова ние региональных сейсмических исследований параметрическим бурением и од новременной постановкой на вновь выявленных перспективных площадях поис ково-оценочных работ МОГТ. Распределение объемов бурения параметрических скважин в комплексе с сейсмопрофилями приведено в табл. 24.

Параметрическое бурение. На первом этапе региональных геолого геофизических работ одновременно с отработкой сейсмопрофилей PC-12, PC-13, PC-9, СТ-12, РС-31 реализация намеченной программы должна начинаться с бу рения четырех первоочередных параметрических скважин: Лемвинской (гл.

7000 м, проектный горизонт – нижний силур), Восточно-Лемвинской (гл. 7200 м, проектный горизонт – силур), Сывьюской (гл. 4600 м, проектный горизонт – верх ний ордовик), Грубеюской (гл. 5500 м, проектный горизонт – нижний силур).

Таблица Распределение объемов региональных и площадных сейсмических работ в Косью-Роговской впадине Объемы Номера сейсмопрофилей и районов ра Вид работ работ, бот пог. км Региональные иссле дования МОГТ (вклю чая каркасные работы по профилям) по профилям:

субширотным Западный склон Урала (Кожимское поднятие), Интино-Лемвинский и Кочмесский НГР РС-8 РС-9 РС-12 РС-13 Западный склон Урала и Воркутский НГР РС-14 Западный склон Урала, Интино-Лемвинский, Кочмесский и Воркутский НГР СТ-16 субмеридиональным Западный склон Урала, Интино-Лемвинский НГР СТ- Воркутский, Кочмесский и Интино- Лемвинский НГР СТ-12А Воркутский НГР РС- Западный склон Урала и Интино-Лемвинский НГР Всего РС- Поисково-оценочные и детальные исследова ния:

по стандартной дета лизированной сети профилей Лемвинский район (участок 1) Кожимский район (участок 2) по разряженной кар касной сети профилей: Северо-Прилемвинская площадь Всего Основными задачами здесь являются: уточнение параметров осадочного разреза для площадного сейсмофациального и сейсмостратиграфического анали зов, прослеживание рифогенных образований, в Прилемвинском платформенном автохтоне прослеживание новых возможных зон газо- и нефтенакопления.

Полная программа параметрического бурения, рассчитанная до 2005 г., включает, кроме первоочередых, еще 10 скважин второй и третьей очереди.

Поисково-оценочные и детальные геолого-геофизические работы. Площад ные сейсмические исследования. Главным условием успешного развития поис ково-разведочных работ на газ является обеспеченность фондом объектов, под готовленных для поискового бурения. Для Косью-Роговской впадины этот фонд включает по состоянию на 1.01.1995 г. десять объектов на двенадцати выявлен ных структурах. Часть из них расположена на землях с сероводородным зараже нием разреза осадочного чехла и соответственно возможных флюидов. В связи с этим перспективы дальнейшего развития ГРР на газ в КРВ в основном базиру ются на комплексной подготовке региональными работами и детальной сейсмо разведкой новых структурных, биогенных и комбинированных ловушек, воз можно заключающих бессероводородные залежи УВ на внутреннем, включая высокоперспективный Прилемвинский платформенный автохтон, и отчасти на внешнем бортах КРВ.

С целью выявления и подготовки наиболее перспективных первоочередных ловушек различного типа на территории КРВ планируются поисково-оценочные и детальные сейсморазведочные работы ОГТ по оптимальной, но несколько раз ряженной сети профилей, включая каркасные сейсмические профили. Первооче редные площадные сейсмические исследования должны быть сконцентрированы в зонах с наибольшими начальными ресурсами и высокой их плотностью с пред полагаемым отсутствием сероводородного заражения в перспективных НГК.

При планировании поисково-детальных работ первостепенными критериями для обоснования и выбора первоочередных площадей будут следующие:

- наличие тектонических зон, зон рифообразования и литологического вы клинивания, контролирующих уже выявленные месторождения с бессероводо родным метановым газом;

- величина неразведанной части начальных и прогнозных ресурсов газа и их плотность по отдельным зонам;

- близость к разрабатываемым площадям, инженерно-техническим и транспортным коммуникациям.

Исходя из такого подхода, первоочередными районами поисково оценочных и детальных работ МОГТ следует считать Лемвинский (участок площадью около 9000 км2) и Кожимский (2000 км2) с намеченными объемами сейсмических исследований соответственно 4500 км2 и 1000 км2. Оба района включают смежные территории западного склона Полярного Урала, соответст вующие Лемвинско-Кожимскому (Прилемвинскому) платформенному автохто ну. При проведении детальных работ на сложно построенных участках запад ного склона Урала необходимо совершенствование действующих методик, а в отдельных случаях требуется разработка новых методических принципов сейс мических исследований со сгущением сети профилей. Севернее первоочеред ного Лемвинского района (участок 1) на Северо-Прилемвинской площади в 3000 км2 проектируются поисково-оценочные, а затем детальные работы МОГТ по разряженной сети профилей с общим объемом около 1000 пог. км.

Вместе с подготовкой новых поисковых объектов структурного и дизпли катного типов, поисково-оценочные и детальные работы МОГТ должны быть ориентированы также на картирование биогенных, литологически и стратигра фически экранированных ловушек. Количество ловушек, которое прогнозиру ется отрыть по результатам сейсморазведки, позволит создать необходимый ре зерв, обеспечивающий поступательное развитие поисково-разведочных работ на газ и нефть в КРВ на длительную перспективу.

Поиски и оценка залежей газа и газоконденсата. Планируемые объемы и последовательность поискового бурения по основным газопоисковым на правлениям в пределах внутреннего борта КРВ с предполагаемыми залежами УВ направлены на реализацию плана по приросту разведанных запасов и пер спективных ресурсов газа и нефти. Размещение первоочередных направлений поиска бессероводородного газа и нефти в КРВ, также как и в других впадинах Предуральского краевого прогиба, определяется положением зон и районов, характеризующихся наибольшей плотностью начальных и прогнозных ресур сов УВ. Максимальные объемы поискового бурения первой и второй очереди (около 60 тыс. м) проектируются в Интино-Лемвинской зоне, где в последние годы рекомендован для ввода в бурение ряд первоочередных объектов.

С целью оперативного прироста запасов бессероводородного газа, промыш ленных категорий в Интино-Лемвинском районе рекомендуется одновременная концентрация глубокого поискового бурения, а также сейсморазведка МОГТ на Воравожской и Левогрубеюской структурах, представляющих основные объекты.

Здесь рекомендуются также следующие поисковые объекты:

1. Лемвинская структура – с бурением опережающей поисковой скважины 5-Лемвинская глубиной 5500 м (проектный горизонт – нижний девон) в своде дизпликатной ловушки на пересечении сейсмопрофилей СТ-12 и PC-12.

2. Амшорская структура – с бурением поисковой скважины 1-Амшорская глубиной 5000 м (проектный горизонт – верхний девон).

3. Левогрубеюская структура – с бурением поисковой скважины 1-Левогрубеюская глубиной 5200 м (проектный горизонт – силур).

Предполагается, что бурением поисковых скважин первой и второй очере ди общим объемом 87 600 м в Интино-Лемвинском НГР в целом будет решена проблема выявления бессероводородного газового сырья.

Таблица Рекомендуемые объемы поискового бурения в Косью-Роговской впадине Площадь Номер Проектная Проектный Объем скважины глубина, м горизонт бурения, м Интино-Лемвинский НГР 1) Лемвинская 5,6,7,8 5500 Д1 2) Усть Лемвинская 2,3,4 6000 Д2 3) Амшорская 1,2,3 5000 Д3 4) Воравожская 1*,2,3 5000 Д3 5) Левогрубеюская 1*,2,3 5200 S 6) Сывьюская 2,3 4500 S1 7) Западно Интинская 1* 4800 Д1 8) Восточно Бергантымылькская 1 4200 Д3-С1 9) Восточно Нерцетинская 1 4800 Д 10)Сизимшорская 1 4200 Д Итого: 112 * Поисковые скважины первой очереди (до 2003 г.), остальные – второй (до 2005 г.) и третьей (до 2010 г.) очереди.

Ожидаемая эффективность глубокого бурения. Анализ динамики объе мов глубокого бурения на газ и нефть в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне за последнее десятилетие показывает его неуклонное снижение от общего объема бурения в среднем с 34% в 1986 г., 17,5% – в 1989 г., 6,7 % – в 1990 г. до 3,5% и менее в 1992-1995 гг. Это явилось основной причиной невы полнения запланированного прироста запасов углеводородного газа. В КРВ эффективность глубокого бурения на газ и нефть также неуклонно снижалась.

В течение первого этапа региональных, поисково-оценочных и детальных геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ в КРВ при условии их выполне ния в полном объеме реальный прирост запасов бессероводородного газа соста вит не менее 16 млрд. м3, а перспективных – 40-45 млрд. м3. Эффективность ГРР на нефть и газ при этом составит 450-460 т. у. т/м.

Дальнейшая реализация предусмотренного комплекса геологоразведочных работ (до 2005 г.) позволит прирастить разведанные запасы УВ в объеме 30-35 млрд. м3, перспективные – не менее 130 млрд. м3. Это обеспечит геологи ческую эффективность около 500-510 тыс. у. т/м. Средняя стоимость подготовки 1000 м3 газа в предложенной программе (в ценах января 1990 г.) составит около 25,5 руб. Для КРВ в зависимости от глубин залегания залежей газа она изменяет ся: до глубины 1,5 км – 3 руб.;

1,5-3,0 км – 11,6 руб.;

3-5 км – 27,9 руб. и более 5 км – 89,9 руб. за 1000 м3 газа. В зависимости от величины запасов газа стои мость подготовки варьирует от 91 руб. за 1000 м3 для залежей более 1 млрд.м3 и 59,8 руб. – менее 1 млрд.м3.

На первоочередные работы по данному проекту в тех же ценах 1990 г. ка питальные затраты составят 35,8 млн. руб. С учетом 39% социально экономических расходов и 6% отчислений на экологию расходы увеличатся до 49,5 млн. руб. Всего программой предусматривается до 2005 г. затраты в объе ме около 150 млн. руб. (в ценах января 1990 г.). Эти расчеты в настоящее время проблематичны, но они дают сравнение с прошлой эффективностью и рента бельностью работ.

Предложенная программа размещения региональных, поисково-оценочных и детальных геологоразведочных работ на газ и нефть в Косью-Роговской впа дине направлена на решение главной задачи последовательного комплексного изучения глубинного строения осадочного чехла, выявления в них зон газо- и нефтенакопления, картирования возможных рифогенных, дельтовых и аллюви альных резервуаров. Создание достоверных геологических моделей развития КРВ позволит существенно повысить эффективность дальнейших детальных площадных работ, обеспечивающих приросты запасов газа и конденсата.

Оценка перспектив газонефтеносности КРВ, включая глубокопогруженные НГК, выполнена с учетом накопленного практического опыта по совершенст вованию эволюционно-генетической модели раздельного прогноза оценки га зонефтеносности. В ее основу положены новые геолого-геофизические данные о глубинном строении впадины: развитие крупных погребенных поднятий ран неконседиментационного характера в Прилемвинском платформенном (пери кратонном) автохтоне, приуроченность к ним циклически построенных рифо вых карбонатных массивов, аналитическая информация о катагенезе РОВ, эво люции катагенеза и приуроченности бессероводородных горючих газов к тер ригенно-карбонатным несульфатным осадочным комплексам внутреннего бор та КРВ. Начальные потенциальные ресурсы газа в Косью-Роговской впадине составляют около 1100 млрд. м3 (прогнозные – около 950 млрд. м3), в т.ч. более 650 млрд. м3 – бессероводородного. Из них только в Интино-Лемвинском НГР оценено свыше 400 млрд. м3 в глубокопогруженных НГК (свыше 4-4,5 км) со средней плотностью ресурсов более 60 тыс. т y. т/км2;

нефти – 205 млн. т со средней плотностью ресурсов 10 тыс. т/км2.

Главным газопоисковым направлением в КРВ следует считать поиски бес сероводородного газа в НГК, древнее визейского в пределах внутренней зоны впадины Прилемвинского автохтона и аллохтонной части соседнего западного склона Урала.

Экономическая целесообразность внедрения предложенной программы оп ределяется значительными текущими прогнозными ресурсами впадины и ожи даемой геологической эффективностью глубокого бурения на газ, которая при выполнении планируемых показателей ГРР может составить 500-510 т. у. т/м, а с учетом объемов параметрического и поисково-оценочного бурения составит не менее 450 т. у. т/м поискового бурения.

С целью повышения эффективности геологоразведочных работ на газ и нефть в КРВ необходимо:

- проведение комплекса региональных, поисково-оценочных и детальных работ, уточняющих высокоперспективную оценку вводимых в бурение объектов;

- выполнение первоочередных поисково-оценочных исследований в преде лах внутреннего борта Прилемвинского платформенного автохтона и смежной части складчато-надвигового пояса Западного Урала;

- соблюдение оптимального соотношения (не менее 50% на газ) в структу ре буровых работ с реализацией рекомендованных показателей по видам, объе мам и их последовательности;

- полная реализация научно обоснованных и предложенных в настоящей программе газопоисковых направлений и ожидаемого прироста разведанных запасов и перспективных ресурсов бессероводородного горючего газа.

В настоящее время эта программа не может быть реализована только за счет госбюджетных ассигнований. В 1994 г. бывший Госкомгео Республики Коми планировал провести по двум участкам Косью-Роговской впадины меж дународный тендер. К нему проявляют интерес частный капитал и добываю щие предприятия России. В сероводородзараженных зонах, указанных выше, нельзя начинать поисковые работы, не имея антикоррозионного оборудования.

Вероятнее всего, первые работы за счет частного капитала будут начаты в Ин тино-Лемвинском районе на основе уже открытых газовых месторождений.

Сейсмические региональные исследования за счет госбюджета могут быть про ведены в пределах северной части внутреннего борта КРВ с целью выявления крупных ловушек УВ. На втором этапе, возможно, часть прибыли, полученной от эксплуатации газовых месторождений Интинского района будет израсходо вана на поисково-оценочное бурение в пределах вновь выявленных структур.

Необходимо учитывать и то, что часть территории КРВ находится в Архангель ской области, что затруднит организацию на этой территории работ геолого разведочных предприятий Республики Коми. В случае доминирующей роли ча стного капитала в изучении КРВ этап региональных исследований (включая глубокое бурение) может быть реализован не полностью, в наиболее кондици онной своей части с сокращением сроков внедрения.

Учитывая изложенное, предлагаемую программу следует рассматривать как модель и основу для проведения региональных и поисково-оценочных ра бот на период до 2005 г. В этом отношении инвестиции частного, в том числе зарубежного, капитала в нефтегазовую промышленность Европейского Севера России и Республики Коми весьма перспективны.

ГЛАВА II.3. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ НА НЕФТЬ И ГАЗ* II.3.1. Общие сведения Проблемы экологии и охраны природы, охраны недр и окружающей среды на современном этапе являются особенно актуальными. Человечество все больше убеждается в необходимости сохранения и восстановления природных ресурсов окружающей среды во имя жизни и деятельности ныне живущих лю дей и будущих поколений.

В нашей стране был принят ряд декретов о пользовании лесом (27 мая 1918 г.), о недрах и земле (30 апреля 1920 г.), об охране рыбных и звериных угодий (24 мая 1921 г.) и др.

В 1975 г. был принят Закон о недрах. По закону пользователи недр обязаны обеспечивать полноту геологического изучения, рациональное, комплексное ис пользование природных ресурсов и охрану недр;

безопасное для работников и на селения ведение геологоразведочных работ;

приведение земельных участков в со стояние, пригодное для дальнейшего использования в народном хозяйстве, и т.д.

Основными требованиями в области экологической безопасности и охраны недр являются:

1) обеспечение полного и комплексного геолого-геофизического изучения недр;

2) наиболее полное извлечение из недр и рациональное использование за пасов основных и совместно залегающих с ними полезных ископаемых и со держащихся в них ценных минеральных компонентов;

3) охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводне ния, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

4) предотвращение вредного влияния работ, связанных с пользованием не драми, на сохранность эксплуатируемых и находящихся на консервации горных выработок и буровых скважин, а также подземных сооружений;

5) предотвращение загрязнения недр при подземном хранении нефти, газа и иных веществ и материалов;

захоронение вредных веществ и отходов произ * По В.М. Юдину и В.Л. Вдовенко (2001).

водства, сбросы сточных вод. В Конституции Российской Федерации сказано, что в интересах настоящего и будущих поколений в России применяются необ ходимые меры для охраны и научно обоснованного рационального использова ния земли и ее недр, водных ресурсов, растительности и животного мира, для сохранения в чистоте воздуха и воды, обеспечения воспроизводства природных богатств и улучшения окружающей среды.

В Основных направлениях экономического и социального развития быв шего СССР на 1986-1990 годы и на период до 2000 года приведен комплекс ме роприятий и требований по охране природы, которые включают: повышение эффективности мер по охране природы;

улучшение охраны недр и комплексное использование минеральных ресурсов;

снижение потерь полезных ископаемых при добыче, обогащении и переработке;

обеспечение экологической сохранно сти природной среды и континентального шельфа.

Претворение в жизнь постановлений правительства способствует значи тельному улучшению охраны природы и природных ресурсов. Однако остается немало нерешенных задач в области охраны окружающей среды и недр. При поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа наиболее типич ными примерами порчи окружающей природной среды являются: выбросы нефти, природного и попутного газа в атмосферу;

выбросы высокоминерализо ванных пластовых и буровых промывочных вод в водоемы;

загрязнение неф тью и нефтепродуктами рек, озер, водоемов и акваторий;

нарушения плодород ного слоя почвы при сооружении объектов геологоразведочного производства.

Важнейшей задачей охраны недр является наиболее полное извлечение ре сурсов нефти и газа при разработке их залежей. Несмотря на то что для выпол нения этой задачи, имеющей огромное народнохозяйственное значение, в стра не осуществляется ряд мероприятий, в настоящее время остается актуальной проблема повышения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пла стов при их разработке. Как показывает практика разработки нефтяных место рождений в России и за рубежом, коэффициент нефтеотдачи пластов редко превышает 0,5, а зачастую намного ниже (0,45-0,15). Следовательно, на ряде месторождений остаются в недрах неизвлеченными от 55-85% нефти, что на больших месторождениях равносильно потере сотен миллионов тонн нефти.

Наиболее типичными примерами в Республике Коми является разработка уникальных по запасам Усинского и Ярегского месторождений нефти с началь ным коэффициентом нефтеизвлечения 0,11-0,18. Использование современных технологий паротеплового воздействия на продуктивные пласты и других по зволяет довести нефтеотдачу до 0,2-0,25% и выше, а для нефти с малой и сред ней плотностью (0,8-0,85г/см3) увеличить коэффициент нефтеизвлечения почти вдвое – с 0,35 до 0,6-0,65. Соответственно возрастают требования к экологиче ской защите окружающей среды и жесткость в охране безопасности жизнедея тельности. Таким образом, обнаруживается четкая прямая связь и зависимость между полнотой использования природных ресурсов и степенью безопасности жизнедеятельности, что, как будет показано ниже, определяется соответствую щей категоричностью экологической защиты окружающей природы.

Следовательно, необходимо проведение комплексных экологически обес печенных работ по проектированию и широкому практическому внедрению принципиально новых методов воздействия на продуктивные пласты с целью достижения значительного повышения коэффициента нефтеотдачи при разра ботке залежей и соответствующей охране окружающей природной среды.

II.3.2. Требования к охране окружающей природной среды и недр при производстве геологоразведочных работ, включая бурение При производстве геологоразведочных работ, включая бурение, несоблю дение природоохранных мер может привести к загрязнению нефтью, буровыми растворами и другими сопутствующими продуктами земной поверхности, озер, водоемов, рек и акваторий;

выбросам нефти, нефтяных эмульсий, природного и нефтяного газа, иногда содержащего сероводород и другие агрессивные компо ненты, в атмосферу;

высокоминерализованных пластовых вод и буровых про мывочных жидкостей в водоемы;

загрязнению и порче плодородного слоя поч вы при сооружении объектов геологоразведочного производства;

гибели лес ных массивов и посевных площадей, а также к возникновению пожаров.

При поисково-разведочных работах на нефть и газ могут возникнуть раз личные осложнения и аварии, способные нанести большой вред людям, недрам и окружающей природе: могут быть выбросы промывочного раствора, откры тое фонтанирование нефтью или газом, обвалы ствола скважины, провалы вышки и оборудования, пожары, грифоны и др. Аварии являются следствием несоблюдения правил и технологии проводки скважин, недоучета геологиче ского строения и условий залегания нефти, а также причиной больших потерь нефти и газа. В связи с этим жесткие требования должны предъявляться к це ментированию поисковых и разведочных скважин.

Нельзя оставлять открытыми стволы скважин, чтобы предотвратить воз можность перетоков нефти и газа в другие горизонты и обводнения продуктив ных пластов. Для предупреждения перетоков углеводородов в верхние песча ные пласты, содержащие пресные грунтовые воды, в некоторых случаях спус кают предохранительную (промежуточную) колонну;

чтобы предотвратить вы бросы, связанные с уменьшением удельного веса глинистого раствора при бу рении, применяют специальные промывочные жидкости. При цементаже об садных колонн разведочных скважин необходимо добиться образования сплошного цементного кольца вокруг обсадных труб. Качество цемента должно при этом удовлетворять всем требованиям, особенно при бурении на значи тельную глубину, чтобы исключить преждевременное схватывание цемента в процессе тампонажа и т.д. Предотвращение и борьба с газо- и нефтепроявле ниями в процессе бурения скважин особенно необходимы в районах, обладаю щих аномально высокими пластовыми давлениями. В этих случаях применяют утяжеленные глинистые растворы, способные создать в стволе скважины дав ление, превышающее пластовое.

В ряде районов России и ближнего зарубежья при разработке газовых за лежей наблюдалось массовое образование грифонов – конусообразных просе даний верхнего слоя почвы.

Особенно опасно открытое фонтанирование и образование грифонов на месторождениях, приуроченных к сильно нарушенным складкам. В этих случа ях могут происходить провалы вышки и буровой установки и нередко образо вание грифонов с утечкой газов в атмосферу. Эти явления не только создают угрозу взрывов и пожаров на площадях, но и приводят к большим потерям газа (иногда до нескольких миллиардов кубических метров) и загрязнению атмо сферного воздуха. Предупреждение образования грифонов и открытого фонта нирования проводится путем спуска специальной колонны, которая перекрыва ет верхнюю раздробленную часть разреза скважины.

Ликвидация грифонов и глушение фонтанов производятся либо путем на гнетания в скважину большого объема цементного раствора, либо путем буре ния наклонных скважин, направленных к забою фонтанирующей скважины. В последнем случае глинистый раствор заполняет депрессионную зону и способ ствует ликвидации фонтана.

Особую осторожность нужно проявлять при производстве буровых работ на акваториях. Утечки нефти в море приводят к загрязнению акватории, гибели ихтиофлоры и фауны и огромному ущербу в рыбном хозяйстве.

С целью предотвращения загрязнения моря стационарные платформы и приэстакадные площадки для бурения скважин оснащаются (Н.А. Алиев, 1981):

техническими средствами по сбору и вывозу шлама (шламосборники, подъем ные краны и транспортные контейнеры);

герметической системой приема и вы дачи горюче-смазочных материалов (ГСМ) и эвакуации отработанных масел (емкости, трубопроводы и раздаточные краны);

блоками приема, хранения и выдачи порошкообразных химических реагентов и утяжелителя по замкнутой пневмосистеме;

закрытой циркуляционной системой промывочной жидкости и дополнительными емкостями для сбора и вывода химически обработанных и утяжеленных промывочных жидкостей (ЗЦС, трубопроводы);

системами сбора, очистки и утилизации буровых сточных вод (установка по сбору и очистке бу ровых сточных вод, трубопроводы);

сбора и эвакуации хозяйственных и фе кальных вод (емкости, трубопроводы);

сбора продуктов неполного сгорания ГСМ и выхлопов дизельных силовых агрегатов (коллекторы-ловушки);

оборот ного и повторного водоснабжения (емкости, насосы и трубопроводы);

средст вами для сбора и утилизации капельной жидкости (поддоны, желоба и т.д.).

II.3.3. Экологический мониторинг как средство контроля за эффективностью внедрения новой технологии Строительство нефтяных и газовых скважин относится к числу грязных про изводств, представляющих серьезную опасность для окружающей среды. Поэтому в строительном регламенте на бурение скважин особое внимание уделяется во просам экологической безопасности. Регламент всегда стремится ее минимизиро вать. Однако опыт такого строительства (в самых различных природных услови ях) показывает, что, какой бы совершенной ни была экологическая составляющая строительного регламента, экологические проблемы всегда возникают.


Поэтому и в процессе строительства и позже, в период эксплуатации сква жин, необходим постоянный контроль за состоянием окружающей среды в зоне предполагаемого воздействия на нее со стороны строительной площадки. Такой контроль осуществляется с помощью экологического мониторинга, представ ляющего собой систему специального наблюдения, дающего возможность отсле живать поведение наиболее важных экологических характеристик во времени и пространстве.

Однако для оценки меры экологической опасности одних таких наблюде ний недостаточно. Необходимо знание нулевого состояния среды, т.е. состоя ния ландшафта до начала строительства, а также тех характеристик, которые соз дают техногенную нагрузку на среду – технических узлов самого бурения и технологий их функционирования. Эта информация обычно составляет содержа ние экологического паспорта на бурение.

Экологическим мониторингом называется процедура систематического от слеживания и контроля за состоянием окружающей среды, ее основных характе ристик, позволяющая прогнозировать и предупреждать негативные экологические ситуации, опасные или гибельные для окружающего природного ландшафта в процессе развития. Методы мониторинга могут быть самыми разными: от про стого анкетирования до дистанционного автоматического отслеживания с совме щенной компьютерной обработкой данных.

Программа мониторинга должна четко определять цели и обозначать оп тимальный круг параметров. Излишние параметры существенно удорожают информацию, как правило, не находящую спроса. Оптимизация параметров свя зана с выбором или созданием теоретической модели взаимодействия среды и объекта. Известно, что в идеальном случае теория позволяет по одной точке по строить все поле. Построение системы экологического мониторинга для каждого нового объекта требует самостоятельного определения целей и задач, ее мето дологического и методического обеспечения, которые к тому же требуют по стоянного анализа, корректировки и совершенствования.

Целью мониторинга является создание постоянно действующей структуры наблюдения и контроля за состоянием окружающей среды, позволяющей про гнозировать и предупреждать негативные экологические ситуации, опасные или гибельные для окружающего природного ландшафта.

Поставленная цель достигается на основе решения следующих задач:

1. Создание постоянно действующей наблюдательной сети за состоянием воздушной среды, подземных и поверхностных вод, а также почв и раститель ного покрова.

2. Разработка параметрической базы, гарантирующей качественную доста точность (репрезентативность) экологических оценок.

3. Разработка временного графика работы наблюдательной сети по установ ленной параметрической базе.

4. Выбор или создание программ обработки экологической информации и при нятие решений о состоянии окружающей среды.

5. Разработка предложений по созданию типовой основы привентивных мер для предотвращения необратимых экологически опасных изменений природного ландшафта в зоне влияния на окружающую среду строительной площадки.

Эти задачи решаются на основе следующих теоретических и методологиче ских принципов:

- на основе теории ландшафтов, методов ландшафтного районирования и про гнозирования в условиях техногенной нагрузки с привлечением процедуры мо делирования процессов переноса в воздушной и водной средах;

- на основе теории оптимизации и принципов доказательности;

- на основе современных разработок теории конфликтов и теории катастроф.

На проектной стадии опоискования и разведки территория исследований, как правило, представляет собой практически чистый ландшафт. В связи с этим об стоятельством экологический паспорт для таких площадей может носить проектный характер. В нем выделяются ландшафтная и техногенная части.

Ландшафтная часть должна быть посвящена фоновому описанию различных природных объектов: воздушной среды, растительности, почв, поверхностных вод и характеристики верхних водоносных горизонтов. Результатом ее составления яв ляется качественный прогноз степени уязвимости окружающей среды от воздей ствия техногенной нагрузки от проектируемого строительства.

Техногенная часть представляет сводку данных об объектах строительства и применяемых технологиях (на уровне проектных объемов). Следует оценить от ходы бурения, условия их складирования и захоронения, степень очистки, быто вые отходы, выбросы газа, утечки ГСМ, функционирование тяжелого транспорта и т.д.

II.3.4. Принципы организации экологического мониторинга Обоснование сети экологического мониторинга и ее параметрическое на полнение связано не столько с самим фактом появления техногенных источни ков загрязнения, сколько с переносом продуктов-загрязнителей воздушным, водным и механическим путем, особенно в условиях близости крупной реки, для Севера часто с уникальными запасами рыбы и чистой воды.

Направление, пути и скорость переноса, возможность вторичного накоп ления загрязняющих веществ, изменения форм их существования, возможность появления на их основе новых токсичных соединений и комплексов – вот глав ные вопросы, связанные с охраной окружающей среды при появлении в при родных ландшафтах техногенных объектов.

Воздушный перенос. В настоящее время существует много практически ГОСТированных программ, которые предназначены для определения концен траций загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы в пределах рас сматриваемой территории. Расчетная концентрация в каждой точке при данном направлении и скорости ветра может представлять собою не только содержание отдельного ингредиента по каждому источнику, но и сумму вкладов от отдель ных источников, координаты которых определяются либо конкретным положе нием каждого из них, либо как проектная ситуация.

Параметры, определяющие условия рассеяния (переноса) загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы, можно рассматривать как нормативные.

К ним относятся, в первую очередь, такие характеристики, как роза ветров по ближайшей метеостанции, иногда фоновые концентрации вредных веществ (в соответствии с оценками местных экологических центров), а также коэффици ент, зависящий от стратификации атмосферы, и коэффициент, учитывающий рельеф местности. Кроме того, необходимы значения о средних температурах воздуха для наиболее жаркого и наиболее холодного периодов года и значение скорости ветра, повторяемость превышения которой составляет 5%.

Смоделированные ореолы рассеяния по основным компонентам загрязне ния атмосферы позволяют обосновать наименьшее число и местоположение тех точек сети экологического мониторинга, наблюдения в которых обеспечат по лучение достаточной и надежной информации по контролю за степенью за грязнения воздушной среды.

С точки зрения обоснования наблюдательной сети экологического мони торинга по приземному слою атмосферы, размеры зоны санитарной защиты следует рассматривать как некий теоретический норматив хотя бы по двум на правлениям – минимальному и максимальному.

Водный перенос. В проектах на поисково-разведочное бурение вопросы переноса загрязняющих веществ в подземных водах, охраны водных объектов рассматриваются в соответствии с существующими нормативами. Анализиру ются все виды водопотребления – от приготовления бурового раствора и про мывки вибросит и цементировочных агрегатов до выработки пара и хозяйст венно-питьевых нужд. С целью минимизации ущерба, наносимого окружающей среде, в таких проектах также предусматривают различные виды очистки воды до уровня, предусмотренного "Требованиями к очищенным буровым сточным водам". После очистки сточные воды "сбрасываются на рельеф" методом дож девания. Норматив сброса – 500-800 м3/га. Технология очистки добавляет к ко нечным отходам новые дополнительные загрязнители.

И вот эта, вторично созданная техногенная грязь, как правило, уже выпа дает из поля зрения служб охраны окружающей среды.

Для подземных вод сегодня существует довольно много гидродинамиче ских и миграционных моделей различного назначения и сложности. Для обос нования сети экологического мониторинга по наблюдению за подземными во дами, особенно при отсутствии хорошей гидрогеологической информации, нет надобности в сложных моделях. Например, можно использовать хорошо заре комендовавшую себя программу Modflow (США). Обычная модельная карта гидроизогипс позволит увидеть направления основной миграции и использо вать их для организации точек наблюдения за состоянием подземных вод в по ле потенциального воздействия строительной площадки на подземные воды и оценить ту экологическую опасность, которая возникает.

Литохимический перенос может создавать весьма обширные ореолы рас сеяния. Примеры формирования таких ореолов хорошо известны и детально изучены в геологии. Здесь достаточно одного контрольного репера, и располо жить его надо на участке наиболее крутых уклонов рельефа, ориентируясь при этом на материалы топографической съемки.

При наблюдениях за состоянием почвенно-растительного покрова наибо лее качественная информация может быть получена лишь при площадных на блюдениях, проводимых в характерные периоды года: весной и ранней осенью.

При этом более тщательное описание состояния и изменений почвенно растительного слоя следует проводить в направлениях, выбранных в качестве мониторинговых по воздушному переносу и переносу в подземных водах.

Частью экологического мониторинга является экологический паспорт, ко торый должен содержать базовую информацию, без которой использование ма териалов мониторинга будет неполноценным. Без базовой информации эколо гического паспорта никакие экологические оценки и прогноз невозможны. Ба зовая информация экологического паспорта дает представление о природно климатических особенностях района, в котором находится стройплощадка, о его геологическом строении, "нулевом" состоянии окружающей среды и об особенностях той техногенной нагрузки, которая возникает при строительстве (на уровне проектного задания).


Система базовых характеристик предусматривает решение задач двух на правлений:

1. Получение параметров, которые в обычном понимании не являются мо ниторинговыми, но наличие которых позволяет более грамотно и корректно проводить прогнозно-оценочные расчеты и более уверенно и обоснованно при нимать решения по уровню экологической безопасности и регулированию сис темы природопользования.

2. Определять предварительные прогнозы развития экологической ситуа ции с целью корректировки и совершенствования пространственно-временной структуры самого мониторинга как на стадии его проектирования, так и в про цессе функционирования.

Принципы построения банка данных экологического паспорта и текущие результаты наблюдений на сети экологического мониторинга следует оформ лять в виде банка данных, который будет служить в качестве параметрической основы для оценок и прогнозов по экологическому состоянию окружающей среды в процессе поисково-оценочного бурения, строительства эксплуатацион ных скважин и последующего их использования в добыче углеводородного сы рья.

Сегодня существует немало готовых вариантов программ для информаци онных банков. Поэтому задача существенно упрощается. Следует рассмотреть наиболее подходящие из них и выбрать тот, который потребует наименьших реконструкций. Но все же, несмотря на кажущуюся простоту вопроса, это до вольно серьезная работа. Она требует отдельного финансирования и значитель ных временных затрат. Сейчас ясно только одно: исходный кадастр данных должен быть мобильным по форме для самых разнообразных перестроек, про граммы "дежурных" должны "уметь" этим кадастром пользователя. Наиболее удобную форму кадастра можно получить в виде электронных таблиц с помо щью системы Exell.

Подход к оценочным и прогнозным расчетам предусматривает решение задач трех типов:

1. Получение оценок экологического состояния природно-техногенных систем на конец конкретного этапа наблюдений.

2. Прогноз развития зафиксированного экологического состояния в исследуе мом районе или на отдельном участке.

3. Принятие решений и разработка рекомендаций по стабилизации и улуч шению экологической обстановки.

В случае, когда площадки бурения находятся в достаточной близости от крупной реки, в качестве первого и наиболее простого оценочного метода мо жет быть использован тренд-анализ.

К отдельной группе задач следует отнести оценки по совокупному воздейст вию неблагоприятных факторов на экосистему каждой строительной площадки.

Естественно, что все эти оценки могут быть получены при реализации сети экологического мониторинга хотя бы за один год наблюдения.

Экологический мониторинг в процессе его становления и эксплуатации постепенно может оформляться в виде геоэкологической информационной сис темы (ГЭИС), т.е. такой программной структуры, которая обеспечит импорт и экспорт информации, ее хранение, переработку и через оценку и прогноз при нятие решений. В принципе функции такой системы могли бы расшириться и до процедуры получения самой информации, т.е. охватить и наблюдательную сеть. Иначе говоря, вся структура мониторинга через механизм ГЭИС должна быть способна перейти на дистанционную систему функционирования. Это особенно актуально и важно при оценке эффективности геологоразведочных работ в перспективных эколого-геологических регионах сложного строения.

ГЛАВА II. 4. НЕРЕШЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ НА РУБЕЖЕ XX И XXI ВЕКОВ Широкое распространение и огромные ресурсы позволили нефти вместе с природным газом сыграть выдающуюся роль в развитии мирового сообщества.

Неслучайно в XX веке экономика мира развивалась под знаком непрерывно возрастающего потребления углеводородного сырья. В конце прошедшего сто летия (2000 г.) добыча нефти достигла 3,33 млрд. т, а газа 2,35 трлн. м3. Дока занные запасы нефти оцениваются в 140 млрд. т, а газа в 150 трлн. м3. В сум ме это составляет почти 300 млрд. т условного топлива. Нефть и природный газ превратились в фундамент благополучия современной цивилизации. Можно предполагать, что это положение сохранится в течение всего 21 столетия.

При существующих темпах роста годовой добычи уже открытых запасов углеводородов хватит на многие десятилетия. За это время в освоение будут вовлечены, в дополнение к уже разрабатываемым сейчас 200 нефтегазоносным бассейнам, еще 200 бассейнов, освоение которых только начинается. К этому следует добавить еще около 150 неразведанных бассейнов, очередь которых, как будет отмечено ниже, по разным причинам не наступила.

Геологические работы в XXI веке, безусловно, приведут к открытию но вых месторождений и, следовательно, к приросту запасов нефти и газа. В ос воение будут вовлечены нижние структурные этажи и фундамент бассейнов, трещиноватые глинистые толщи, ловушки неантиклинального типа, поднадви говые зоны складчатых областей и платформ, новые бассейны Арктического шельфа и глубоководных окраин континентов вплоть до их подножья. Значи тельными резервами обладают осадочные бассейны России, освоение которых важнейшая задача отечественных нефтегазопоисковых работ.

Успехи нефтегазодобывающей промышленности находятся в прямой зави симости от прогресса технических и технологических средств изучения недр Земли. Уже сейчас в этой области достигнуты огромные успехи. Морское и континентальное бурение, объемная геофизика и, в первую очередь, сейсмораз ведка, геохимические и космические исследования дают возможность эффек тивно выявлять зоны, месторождения и отдельные залежи нефти и газа в самых различных геологических обстановках. 21 столетие, безусловно, будет веком прямых поисков нефти и газа.

Взгляд в будущее может быть достаточно оптимистичен. Благодаря несо вершенству применяемых методов поиска и разведки месторождений углеводо родного сырья в осадочных бассейнах на континентах с разрабатываемыми за лежами нефти и газа еще сохранилось 30-35% неразведанных ресурсов УВ. Это, прежде всего, залежи с литологическими, капиллярными и гидравлическими ог раничениями, залежи в синклиналях и на моноклиналях, залежи в плохих кол лекторах, т. н. залежи "критического состояния". Кроме того, могут быть также приращены ресурсы за счет "возобновляемости" ресурсов углеводородов ориен тировочно на крупнейших месторождениях легкой нефти (до 0,0001%), углево дородного газа (до 0,001%);

в том же аспекте, возможно, будут увеличены ресур сы путем переформирования (искусственного) и извлечения УВ из зон, считаю щихся ныне законтурными (Н.А. Еременко, Г.В. Чилингар, 1996;

А.И. Дьяконов, 1998). Как будет показано ниже, сохраняется высокая перспектива новых круп ных открытий за счет вовлечения в освоение уникальных ресурсов осадочных нефтегазоносных бассейнов шельфов акваторий и континентального склона, а также перспектив ледяного континента (Антарктиды) и его шельфа.

По результатам последних исследований (O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин, 2000), распределение углеводородов по глубинам хо рошо коррелируется с геотектонической позицией осадочных НГБ. Наиболее достоверными являются корреляция и прогнозируемая нефтегазоносность бас сейнов древних и молодых платформ (интра- и перикратонных), а также бассей нов подвижных поясов, в том числе переходных зон к океанам. Древние плат формы и некоторые прогибы молодых складчатых областей в подвижных поясах характеризуются преимущественной нефтеносностью, а молодые платформы и некоторые более древние складчатые области повышенной газоносностью.

На древних платформах, где основная нефтеносность связана с палеозоем, наибольшая часть нефти располагается на глубинах до 2,5 км, с максимумом чаще всего в интервале 1,7-2,2 км. В бассейнах, где происходило интенсивное мезозойское погружение, максимум скопления залежей находится несколько глубже – в интервале 2-2,5 км. В России (и бывшем СССР) примерно на глуби нах до 3 км сосредоточено 95% запасов нефти. В бассейнах мощного преиму щественно кайнозойского погружения залежи как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах отмечаются на глубинах до 5-6 км и, возможно, глубже. В молодых подвижных поясах и в "пододвинутых" под покровы краях платформ тектоника сильно влияет на глубинность. В связи с наличием покровов уста навливается многоэтажность нефтеносности по глубине. В телах покровов неф тяные месторождения залегают на небольших глубинах (например в карпатских скибовых зонах), а под ними на значительно большей глубине располагается другой этаж нефтеносности.

Размещение газа носит примерно такой же характер. Есть бассейны с за лежами газа на очень малых глубинах в молодых отложениях, в том числе в воднорастворенном состоянии (особый случай газогидраты, которые находятся практически на поверхности). В сложноскладчатых нарушенных районах газо вые скопления часто разрушены. В бассейнах, наложенных на молодые склад чатые структуры, и в пределах молодых платформ крупные скопления газа рас полагаются в интервале от 1 до 2 км. На окраинах платформ под эвапоритовы ми комплексами газ залегает на значительных глубинах (до 5-6 км). Но это еще не предел. Учитывая глубинные зоны генерации газа, следует рассчитывать на залежи газа на глубинах больше 6-7 км.

Основой закономерностей латерального распределения нефти и газа на Земле являются пояса и узлы нефтегазонакопления. Основные узлы были наме чены И.О. Бродом: это район Южного Каспия и Персидского залива, а на про тивоположной стороне земного шара Мексиканский залив. Количество их можно расширить за счет Западной Сибири, Юго-Восточной Азии и др. (В.Е.

Хаин и Б.А. Соколов обосновали представление о поясах нефтегазоносности, которые обрамляют и пересекают материки (рис. 79). Главным центром нефте накопления является Персидский залив и примыкающие к нему территории Саудовской Аравии, Ирака, Ирана, Кувейта, Катара, Арабских Эмиратов. Бас сейн Персидского залива длительное время развивался унаследованно, что при вело к накоплению отложений громадной мощности. Нефтегазоносность из вестна во всех эрах и периодах, наиболее крупные скопления связаны с мезозо ем. Общие разведанные (и в основном извлекаемые) запасы превышают млрд. т. В Саудовской Аравии находится самое крупное месторождение нефти Гхавар с доказанными запасами более 10 млрд. т. Известны и другие суперги гантские месторождения, такие как Большой Бурган, Румейла и др.

Мировым центром максимальной газоносности является Баренцево-Запад-но Сибирский регион, где выделяется несколько депоцентров прогибания. Наиболь шие мощности отложений накопились в перми и мезозое, высокий темп погруже ния и существенно гумусовый состав исходного ОВ определили подавляющую ге нерацию газа в районах Баренцевого и Карского морей. В Западно-Сибирском Типы бассейнов: 1 – платформенные;

2 – подвижных поясов;

3 – переходных зон.

Рис. 79. Схематическая карта распределения основных типов бассейнов мира бассейне располагаются газовые и газоконденсатные супергиганты, прежде всего, Уренгойское месторождение с запасами около (10) трлн. м3, Бованенков ское 6 трлн. м3, в Карском море – Ленинградское и Русаковское месторожде ния с запасами около 4 трлн. м3 каждое;

в Баренцевом море – Штокмановское около 4 трлн. м3 газа. Основные залежи не севере Западной Сибири и в Карском море приурочены к верхнемеловым песчаным отложениям, в Баренцевом море на сегодня к юрским. При этом важно учесть, что наибольшая по мощности часть разреза еще не вскрыта.

В Западном полушарии гигантским супербассейном является Мексикан ский. В его пределах расположены крупнейшие преимущественно нефтяные месторождения США и Мексики (Ист-Тексас, группа месторождений Канта релл, месторождения Золотого пояса и др.), нефтеносны и газоносны в основ ном мезозойские отложения (мел и юра).

Выделенные пояса нефтегазонакопления протягиваются вдоль крупных глобальных тектонических структур, в ряде случаев они подчинены континен тальным окраинам и зонам перехода от континента к океанам. Часто в пояса объединяют однотипные по строению и нефтегазоносности бассейны. В каче стве наиболее известных поясов следует назвать Средиземноморско Гималайский, Западно-Африканский, Северо-Африканский, Восточно- и Юж но-Американский, Западно- и Восточно-Тихоокеанские, в которых выделяются такие подчиненные пояса, как пояс Скалистых гор, Прибрежно Калифорнийский, Антильско-Венесуэльский, Андийский. В юго-восточной части азиатской окраины выделяются Восточно-Китайский и Индонезийский пояса. Вдоль побережья Северной Австралии протягивается соответствующий пояс. В районе Восточной Индонезии и юга Филиппин, между островами Сула веси и Новая Гвинея, располагается зона тройного сочленения трех поясов: За падно-Тихоокеанского, Индонезийского и Северо-Австралийского. Такие же зоны сочленения и пересечения известны и в других местах. На востоке Рус ской плиты в районе Северного и Среднего Каспия находится узел пересечения структур северной части Средиземноморского и Предуральского поясов. По следний протягивается от Тимано-Печорского до Прикаспийского бассейна и повсеместно является нефтегазоносным. Не случайно располагающийся в этом месте Прикаспийский бассейн представляет одну из крупнейших на планете впадин с гигантскими запасами углеводородов.

Рассматривая перспективы развития нефтегазовой базы наступающего ве ка, нельзя не упомянуть пояса, протягивающиеся вдоль побережья и на шель фах арктических морей: Евроазиатский и Североамериканский. Известные и предполагаемые здесь бассейны по всем признакам таят гигантские сокровища углеводородов. Бассейн Арктического склона на Аляске включает в себя очень крупное месторождение Прадхо-бей.

Расположенные к западу и востоку бассейны по всем признакам должны быть не беднее. На арктическом континентальном шельфе России можно предпо лагать наличие огромных ресурсов углеводородов не только под дном Баренцева и Карского морей, но также и в морях Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукот ском, а в Западно-Тихоокеанском поясах также в Беринговом и Охотском. Нет сомнения, что под водами океанов вдоль континентального склона протягиваются цепочки осадочных бассейнов, также составляющие пояса. Как и в случае аркти ческих шельфовых бассейнов, к освоению глубоководных бассейнов едва лишь приступили. Прежде всего можно назвать Бразилию, где пробурены уникальные скважины, из которых ведется добыча при глубине океана 1700 м и более.

Авторы надеются, что изложенные ими принципы позволят будущим ис следователям наиболее обоснованно подойти к оценке ресурсов углеводородов в каждом случае и наиболее полному их использованию.

Потребность в нефти и газе и технические возможности поисково разведочных работ оказали стимулирующее влияние на развитие теоретической и прикладной нефтегазовой геологии. К важным научным достижениям 20 века следует отнести, в первую очередь, учение о нефтегазоносности осадочных бассейнов (И.О. Брод) и развитие осадочно-миграционной концепции нефтега зообразования, ядром которой является представление о главной фазе нефтеоб разования (Н.Б. Вассоевич). Дальнейшее развитие этих представлений позволи ло вплотную подойти к созданию общей теории нефтегазообразования. Нефте газоносность Земли представляется как фундаментальное следствие ее гео сферного и, прежде всего, литосферного развития.

Взаимодействие биосферы (бактериосферы), седиментосферы, тепловых полей и полей тектонических напряжений, периодически находящих разрядку в сейсмической активности, закономерно приводит к формированию углеводо родной сферы, существующей как саморазвивающаяся автономная система.

Эта система – важнейший фактор существования Земли и только ей присущего цивилизованного мира.

В последние годы во всем мире особое внимание уделяется разработке но вой флюидодинамической концепции нефтегазообразования. В её основу поло жено представление о единстве триады, органично включающей понятия очаг ге нерации УВ, пути миграции и зоны аккумуляции, объединяемые в автономную нефтегазовую флюидодинамическую систему. В какой-то степени эта система может быть сравнима с основными элементами дерева, в состав которых входят корневая система, очаг, ствол пути миграции, крона и плоды – зона аккумуляции.

Нефтегазовые флюидодинамические системы следует рассматривать как самостоятельный элемент нефтегазового бассейна, контролирующий образова ние конкретных и однотипных месторождений и зон нефтегазонакопления.

Флюидодинамическая система является необходимым элементом нефтегазо геологического районирования бассейна. Его параметры определяются площа дью очага генерации и связанным с ними положением потоков флюидов и кон турами размещения ловушек, залежей и месторождений, питаемых углеводоро дами флюидных потоков из очага генерации УВ.

Следует признать, что общих закономерностей распределения нефти, газа и газоконденсата по вертикали не обнаружено. Вертикальная фазовая зональ ность УВ, как современная, так и палео, исследуется для каждого конкретного региона и зависит от того, на каких глубинах наблюдаются благоприятные со четания температур и давлений, необходимые для образования и сохранения углеводородов определенного фазового состава. Эти благоприятные сочетания приурочены к различным глубинам даже в пределах одновозрастных крупней ших тектонических структур.

Установлено, что нефтяные, газоконденсатнонефтяные и газокондесатные скопления по актуалистическому принципу и современным термобарическим показателям прогнозировать затруднительно. Эти типы УВ зачастую приуроче ны к одному интервалу глубин и характеризуются близкими значениями пла стовых температур и давлений. Газоконденсатные скопления в разрезе осадоч ного чехла литосферы наблюдаются на различных гипсометрических уровнях в интервале глубин от 1300 до 5200 м и более. Соответственно этому, образова ние и размещение их происходит в широком диапазоне температур и давлений.

Это связано с большим разнообразием генетических типов газоконденсатов.

Наибольший эффект и достоверность достигаются при ретроспективном ис пользования палеотемпературных и палеогенетических данных с приведением их к соответствующим стратиграфическим уровням.

Выделяются первичные и вторичные газоконденсаты, которые приурочены как к верхней, так и к нижней термобарическим мезозонам. Первичные газо конденсаты – самостоятельный продукт преобразования ОВ. Они характеризу ются высокими температурами – от 120 до 150°С в условиях нормальных гид ростатических давлений и температурами до 180-185°С – при Кс = 1,3– 1,5.

Вторичные газоконденсаты образуются в нефтегазовых системах в результате последующего изменения термобарической обстановки, обусловленной сменой в процессе ритмо- и динамоциклогенеза знака тектонических движений. В верхней термобарической мезозоне генерация газоконденсата происходит из-за прямого испарения нефти в газ в связи с резким снижением температур и паде нием пластовых давлений ниже гидростатических. В нижней термобарической мезозоне образование газоконденсата происходит за счет растворения нефти в сжатом газе в связи с ростом сверхгидростатичности пластовых давлений бла годаря интенсивному прогибанию территории и активному формированию се диментационного бассейна. При сочетании низких Т°С и высоких Кс нефти растворяются в сжатых газах. При повышенных Т°С и низких Кс нефти полно стью не растворяются, и это ведет к образованию газоконденсатнонефтяных углеводородов.

Геохимическая характеристика выделенных генетических типов газокон денсатов может быть в первом приближении произведена по показателям:

изопренов циклогексанов пристан н.алканов этилбензол ;

;

;

;

;

н.алканов циклопентанов фитан ксилолов изоалканов циклогексан метилциклопентан (В.И. Ермолкин, Э.А. Бакиров, Е.И. Сорокова, С.И. Голова нова, Ю.В. Самсонов). При этом во внимание принимались фракционный и групповой составы.



Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.