СКОЛЬКО НЕФТИ В НЕДРАХ БЕЛАРУСИ?

Во всей Вселенной пахнет нефтью.

Бертран Рассел,

британский философ, общественный деятель, математик

(Продолжение. Начало в № 1, 2, 2020)

Виртуальная дискуссия «Углеводородные перспективы недр Беларуси» получила желаемый резонанс в заинтересованных кругах. Среди профессионалов появилось мнение, что подобные круглые столы целесообразно проводить по всем разведанным месторождениям углеводородов (УВ).

Напомним, в журналах «Вестник Белнефтехима» № 1 и 2 (168 и 169) за 2020 год эксперты ответили на вопросы:

Есть ли перспективы в наращивании разведанных запасов нефти и газа в Беларуси в целях увеличения их добычи?

Какие площади (участки), разрезы осадочного чехла Припятского прогиба следует включать дополнительно в анализ для расширения углеводородного потенциала Беларуси?

В этом номере журнала мы публикуем ответы экспертов на вопрос: каковы перспективы выявления залежей нефти в породах фундамента?

 

Петр Повжик, кандидат технических наук, доцент, заместитель генерального директора по геологии РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

— Есть ли нефть в фундаменте, нет ли нефти в фундаменте? Эти вопросы провокационные — за ними обычно следуют жаркие споры сторонников органической и неорганической теорий происхождения нефти.

Если рассматривать вопрос с практической точки зрения, то для образования любого местоскопления УВ (будь то в отложениях осадочного чехла, будь то в породах кристаллического фундамента) необходимо наличие ловушки — части природного резервуара, состоящего из горных пород, способных вмещать углеводороды и отдавать их при разработке, перекрытых и экранированных непроницаемыми горными породами, защищающими местоскопление УВ от рассеивания и разрушения. И результаты выполненных работ по геологическому изучению территории Припятского прогиба свидетельствуют о возможном наличии таких природных резервуаров, где вмещающими УВ породами-коллекторами могут являться выветрелые и дезинтегрированные (раздробленные) породы кристаллического фундамента. К слову, ряд таких залежей углеводородов в породах кристаллического фундамента выявлен в пределах Днепрово-Донецкой впадины, составляющей вместе с Припятским прогибом Припятско-Донецкий авлакоген, к которому приурочена одноименная Припятско-Донецкая нефтегазоносная провинция.

Так что вполне можно говорить о перспективах выявления залежей нефти в породах фундамента на территории Припятского прогиба. Но для их обнаружения необходимо выполнение научно-исследовательских работ по выработке поисковых критериев для выявления залежей УВ в породах фундамента, определению методических подходов к проведению геологоразведочных работ (ГРР) по данным типам залежей, согласованию рационального комплекса этих работ и многое другое.

 

Ярослав Грибик, заведующий лабораторией геотектоники и геофизики Института природопользования НАН Беларуси, кандидат геолого-минералогических наук,
в 1999—2014 годы — главный геолог РУП «Белгеология»

— Следует признать, что целенаправленных поисковых работ на фундаменте Припятского прогиба не выполнялось, кроме бурения четырех глубоких скважин в 1977—1989 годах с проходкой по фундаменту до 900 м в гребневых частях Осташковичского и Барсуковского месторождений. К сожалению, явных признаков углеводородонасыщения не установлено, однако в отдельных частях разреза выявлены пласты, представляемые как коллекторы с неясным характером насыщения. 

То есть перспектива как будто есть, однако для ее реализации сначала следует применить геофизический (сейсмический) метод изучения разреза, чтобы бурить скважину на базе фактических геолого-геофизических данных.

Полученный в тот период отрицательный результат по глубоким скважинам на Осташковичском и Барсуковском месторождениях в значительной мере помешал реализации проекта, а именно бурению параметрической скважины Речицкая 201 с проектной глубиной 4 200 м и проходкой по фундаменту 1 100 м. Сегодня следует признать, что бурение этой скважины дало бы положительный ответ на вопрос о нефтеносности пород фундамента Речицкого месторождения. Получение притока нефти из пород кристаллического фундамента совместно с вышезалегающими верхнепротерозойскими отложениями осадочного чехла (вендский комплекс) в скважине Речицкая 240 в 1998—2000 го-дах не позволило дать однозначный ответ о продуктивности в ней пород фундамента. Однако январские данные по скважине Речицкая 601 с перспективными геолого-геохимическими характеристиками вскрытой части пород кристаллического фундамента в интервале 2 916—3 020 м позволяют рассчитывать на положительный результат уже в этом году.

В последние годы получена также положительная информация по породам фундамента в скважинах Шумятичская 1, Прибор 1.

В 2018 году в скважине Прибор 1 с глубины 960 м от поверхности фундамента получены аномальные показания по газовому каротажу. Это может свидетельствовать о наличии газа либо конденсатонасыщенности, которую так и не удалось проверить в данной скважине.

Перспектива выявления залежей углеводородов в фундаменте Припятского прогиба есть — это подтверждают данные по Днепровско-Донецкой впадине в Украине, где установлено до 15 месторождений в фундаменте.

В решении проблемы весомая роль принадлежит и региональным исследованиям глубинного строения земной коры. Об этом свидетельствуют данные, полученные по региональному международному геофизическому профилю Несвиж — Брагин — Чернигов — Полтава  в рамках международного проекта «Георифт 2013». По результатам исследований установлены сходства и отличия двух нефтеносных бассейнов как по характеру флюидного насыщения разрезов, так и по возможной прогнозной оценке перспектив пород фундамента Днепровского нефтеносного бассейна Украины.

Оценку перспектив разрезов нефтеносных бассейнов ниже осадочного чехла следует проводить по отдельной программе с прогрессивным геолого-геофизическим комплексом.

 

Валерий Бескопыльный, ученый и производственник в области поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа

— Анализ карт распределения прогнозируемых ловушек УВ на территориях, где ведет свою деятельность РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», показывает, что существуют предпосылки обнаружения новых традиционных залежей нефти вблизи уже открытых месторождений, а также в пределах слабоизученных бурением девонских отложений на склонах и подножиях тектонических ступеней. Подсолевые залежи могут быть выявлены в промежуточных блоках тектонических ступеней. Высока вероятность открытия залежей УВ, приуроченных к неструктурным объектам зон трещиноватости пород, органогенных построек и выклинивания коллекторов. Для обнаружения традиционных залежей нефти в подсолевых коллекторах наиболее перспективными по комплексу показателей промышленного нефтегазообразования являются гребневые части Червонослободского, Шестовичского, Буйновичского, Гостовского, Наровлянского секторов.

Что касается прироста нетрадиционных запасов нефти, то наиболее перспективные для разведки и последующего освоения полуколлекторы (плотные резервуары) уже открытых, самых крупных нефтяных или газоконденсатных залежей, расположенные между водо-нефтяным контактом и покрышкой залежи. Речь идет, прежде всего, о разведке Речицкого и Южно-Александровского месторождений. Выработка УВ из нефтегазонасыщенных плотных резервуаров месторождений — новое перспективное направление освоения ресурсов УВ, которое при благоприятном стечении геологических обстоятельств обеспечит вторую жизнь зрелым месторождениям. Конечно, разработка скоплений УВ в полуколлекторах является задачей еще более сложной, чем освоение трудноизвлекаемых запасов в коллекторах. Тем не менее мировой опыт добычи нефти и газа показывает, что эта задача уже успешно решается, и поэтому в Беларуси она также будет решена.

Существует высокая вероятность открытия самостоятельных нетрадиционных месторождений нефти. Важно отметить, что большинство предполагаемых межсолевых перспективных участков совпадают в плане с более глубоко залегающими возможными нетрадиционными скоплениями углеводородов в подсолевых отложениях. Благодаря этому одной скважиной с несколькими стволами можно открыть межсолевые и подсолевые залежи.

Основанием для довольно оптимистичного прогноза открытия нетрадиционных залежей нефти в Припятском прогибе выступает то обстоятельство, что остаются еще не опоискованными бурением 49% зон нефтегазонакопления от общего количества межсолевых зон, т.е. 27 зон. Большинство таких зон (20) непродуктивны в коллекторах, но они, вероятно, нефтеносны в плотных породах (полуколлекторах). Размеры этих зон изменяются в пределах 100—613 км², что позволяет прогнозировать высокую вероятность открытия здесь нетрадиционных месторождений УВ с немалыми запасами. Высока вероятность открытия нетрадиционных и (или) комбинированных залежей УВ (в т.ч. по результатам доразведки традиционных залежей) в пределах следующих межсолевых и верхнесоленосных доказанно нефтегазоносных традиционных зон нефтегазонакопления: Речицко-Вишанская, Южно-РечицкоЮжно-Вишанская, Южно-Червонослободско-Южно-Малодушинская и др.

Весьма интересными представляются данные о наличии непромышленных скоплений углеводородов в глубокопогруженных участках тектонических ступеней в скважинах № 1-Восточно-Бабичская и 1-Сибережская. Кроме того, в 2008 году объединением «Белоруснефть» открыто месторождение Геологическое в межсолевом комплексе, представленном карбонатными низкопроницаемыми коллекторами и полуколлекторами. Кровля межсолевой залежи нефти находится на глубине 4,4 тыс. м, а перспективные верхнепротерозойские отложения — на глубине более 5,5 км. Геологическое месторождение нефти по сочетанию условий генерации, аккумуляции и консервации УВ представляет собой уникальный для Беларуси объект концентрации в одном месте многочисленных разнообразных залежей углеводородов. Открытие этого месторождения подтвердило прогноз геологов о наличии залежей нефти в глубокопогруженных структурах. Подобные залежи являются нетрадиционными, они практически не выражены в подземном рельефе, и потому их сложно обнаруживать. Поиски, разведка и разработка залежей нефти и газового конденсата в глубинных участках Припятского прогиба (на глубинах до 7 км) требуют новых методов, технологий и оборудования.

 

Батрбек Кусов, кандидат геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАЕН, ведущий геолог ПАО «Чеченнефтехимпром»

— В кристаллических породах фундамента, как и в карбонатных отложениях, коллекторы образуются под влиянием двух групп факторов — поверхностных и глубинных. Пример формирования резервуара в кристаллическом фундаменте под влиянием поверхностных факторов на северном борту Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) уже изучен. Для резервуара характерно слоистое строение.

Совершенно иные особенности строения и пространственного положения в теле кристаллического фундамента имеют коллекторы, обязанные своим происхождением глубинным факторам. Например, на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) кора выветривания гранитоидов распространена по площади спорадически и имеет мощность 10—20 м, редко — до 40 м. В то же время основные нефтенасыщенные интервалы расположены в разрезе гранитного массива на глубине от десятков метров до 1 500—2 000 м от поверхности фундамента. Коллекторами служат гидротермальные метасоматиты с открытой пористостью (трещины, каверны) до 15—20%.

Перечисленные и многие другие аналогичные им факты свидетельствуют о том, что, во-первых, в породах кристаллического фундамента на любой глубине от его поверхности могут формироваться высокоемкие резервуары, имеющие различные размеры и формы; во-вторых, для картирования таких резервуаров нужны иные методические приемы и методы, чем традиционные при работах в осадочных бассейнах.

 

Валерий Карпов, кандидат геолого-минералогических наук, заслуженный геолог Российской Федерации, член редакционного совета журнала «Недропользование ХХI век»

— Проблема фундамента в Припятском прогибе — это прежде всего проблема больших глубин.

К тому же давно возникла насущная потребность в окончательном признании фундамента регионально-нефтегазоносным комплексом со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Месторождения нефти и газа в фундаменте открыты на всех континентах и в большинстве акваторий.

При этом наличие в нем УВ не может быть прямым доказательством справедливости неорганической гипотезы, так же как не является свидетельством торжества «органиков», объясняющих эти факты латеральной миграцией УВ из ассоциированных осадочных пород.

Изучение объекта привело к открытию 400—450 мировых скоплений УВ в образованиях фундамента, в том числе крупных и гигантских — таких как Белый Тигр (Вьетнам), Ауджила-Нафура (Ливия), Ла-Пас и Мара (Венесуэла), Пентхендл (США) и другие. Наиболее крупные месторождения нефти и газа характеризуются значительными запасами (например, извлекаемые запасы месторождения Белый Тигр составляют более 500 млн т, месторождения Ауджила-Нафура — 470 млн т), и высокими дебитами (до 2 000 тыс. т/сут).

По вопросу об образовании залежей нефти в фундаменте в настоящее время нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных толщ, другие — с глубинным притоком УВ по тектоническим разломам. Надо полагать, что правы и те, и другие. Тому причиной может быть тектонически активный разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния разлома), в котором происходит одновременное или последовательное смешение флюидов собственных восходящих (в т.ч. «мантийных») и нисходящих («осадочных»), зависящее от истории и характера тектонического развития разлома.

Картирование объектов, контролирующих скопления УВ в фундаменте, конечно, существенно отличается методически от картирования этих объектов в осадочной толще. Прежде всего необходимо изучение разлома и приразломного пространства.

Поскольку трещинообразование является главным механизмом, формирующим зоны проницаемости в породах фундамента, и в этих породах на больших глубинах можно встретить огромные залежи УВ, то необходимо не бросать истощенные месторождения, а продолжать там поиск более глубоких месторождений.

Считается, что методы сейсмо- и электроразведки эффективны при изучении вертикально ориентированных или четко локализованных неоднородностей в земной коре. К ним относятся методы изучения дифракционной картины; сейсмостратиграфии; изучения зон повышенного поглощения, зон изменения скорости, частот, характера записи; электроразведки, применяемые для поисков непластовых рудных месторождений; сейсмические, гравиметрические, а также другие методы исследования околоскважинного и межскважинного пространства и т.п. Значительную роль должно играть комплексирование методов магнито- и гравиразведки как весьма чувствительных к вещественным неоднородностям. Опыт показывает, что зоны трещиноватости проявляются в микроструктуре гравитационного поля.

Особое внимание геологов должен привлекать фундамент на «старых» месторождениях, где однозначно установлена восполняемость запасов УВ, где по активному разлому соседствует «агрессивная» отрицательная структура, где есть инфраструктура, позволяющая проводить изучение и освоение фундамента с меньшими временными и материальными затратами.

Такие участки могут быть локализованы вблизи крупноамплитудных региональных разломов (Речицко-Вишанского, Червоно-Слободского, Наровлянского и др.).

Необходим тщательный пересмотр геолого-геофизического материала на предмет оценки перспектив этого комплекса пород с точки зрения новых тектонофизических позиций и с учетом новых данных, полученных при бурении скважины на сочленении Припятского прогиба и ДДВ.

Полезно также будет определить взаимосвязь соли, разломов и нефти. Если до сих пор можно было констатировать существование пространственной связи большинства соляных поднятий и залежей нефти, то теперь необходимо говорить о наличии их генетической связи, обусловленной особой геотектонической обстановкой, причем эта связь имеет вполне конкретную форму.

Существующий опыт показывает, что нефтесодержащие земли можно отделить от прочих путем построения графика d = f(l), где d — мощность допермских надсолевых отложений, l — мощность галитовой подтолщи. Поскольку мощности отмеченных отложений отражают характер куполообразования и одновременно позволяют выделять участки, контролирующие залежи нефти, то использование графиков d = f(l) — это практическое использование возможностей реальной модели формирования соляных структур. Практика показывает, что в большинстве случаев линию, разграничивающую нефтеперспективные земли и бесперспективные, можно описать уравнением типа d = B - Al, а положение нефтеперспективных земель должно удовлетворять условиям d + Al < или = B , где А и В — константы, определяющие поведение этой линии.

Надо также иметь в виду, что, поскольку зоны развития вторичных (трещинных) коллекторов в низкопроницаемом разрезе являются либо доминирующим, либо единственным типом резервуаров для УВ, совершенно очевидно, что ловушки, к которым приурочены залежи нефти и газа, могут быть представлены неструктурными формами. Структурный же фактор в локализации этих залежей решающего значения не имеет. Интенсивность трещинообразования как основного процесса формирования вторичного пустотного пространства во многом зависит от литолого-физических свойств разреза. Агрессивные растворы, мигрирующие по разломам и трещинам при давлениях выше пластовых, могут проникать в пласты и при благоприятной литологии последних образовывать «карнизы» коллекторов, примыкающие к зонам разрывных нарушений. Соответственно и формирующаяся залежь УВ может иметь весьма сложную морфологию, сочетающую в себе элементы как пластового, так и жильного залегания. Такие залежи могут характеризоваться следующими наиболее общими особенностями:

• - отсутствие строгого структурного контроля;
• - трудность, а иногда и невозможность проведения флюидного раздела;
• - нередко отсутствие законтурных вод и ограничение залежей зонами отсутствия притоков пластовых флюидов.

Таким образом, необходимы:

• - рациональный комплекс геолого-геофизических исследований в целях локального прогноза скоплений УВ в фундаменте;
• - методика поиска таких залежей, отличная от традиционной «структурной» методики.

Таковых пока нет. Но они появятся, если нужна нефть.

А нефть в фундаменте Припятского прогиба есть.

(Продолжение следует)

ФОТО Вячеслав Суходольский, предоставлены участниками круглого стола