Черное золото не иссякнет и через 100 лет

Значительный эффект при поиске нефти в последнее время приносит изучение пород кристаллического фундамента. Кристаллический фундамент располагается на глубинах от 0 до 15 км. Его перекрывают осадочные породы, в которых и находятся известные месторождения нефти. Исследования ученых из Татарстана показали, что кристаллический фундамент играет важнейшую роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин. Указаний на подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен ряд залежей, по которым уже извлечены все запасы, а добыча нефти продолжается. Но главным объектом исследований татарских ученых является супергигантское Ромашкинское месторождение – идеальный объект изучения этой важнейшей проблемы (рис. 1).

Многолетние изучения процессов разработки месторождений в Татарстане демонстрировали закономерное ухудшение свойств остаточной нефти по мере разработки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвижной, биодеградированной нефти, т.е. плотность нефти закономерно увеличивается. Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской площади были выявлены периодические уменьшения их значений до уровня первоначальных, фиксируемые в отдельных скважинах. Методами спектрального анализа было продемонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти с периодом около 5–5,5 лет. Эти скважины расположены на площади закономерно. Также выявлены сотни скважин с инверсией дебитов (долговременное падение «вдруг» без видимых причин сменяется их ростом), что резко противоречит «закону» падающей добычи нефти и имеет, по нашему мнению, прямое отношение к предполагаемому феномену. Причем максимальные значения средних дебитов «аномальных» скважин к дебитам «нормальных» закономерно повторяются через 14 лет (рис. 2).

В итоге исследований было доказано существование на Южно-Татарском своде (ЮТС) единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ), а также то, что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и нижние горизонты осадочного чехла. В настоящее время кристаллический фундамент (КФ) в Татарстане, представленный архейско-протерозойскими породами возрастом 1,7–3 млрд. лет, с полным правом может рассматриваться объектом самостоятельных поисковых работ. Наряду с продолжением и совершенствованием поисково-разведочных работ на нефть на традиционный палеозойский осадочный комплекс необходимо развивать планомерные, опирающиеся на современные научные обоснования и мировой опыт исследования глубокозалегающих пород докембрийского кристаллического фундамента с целью комплексного изучения их внутренней глубинной структуры, взаимоотношений различных толщ и систем разломов неоднородного гранито-гнейсового слоя Татарского свода и обрамляющих его впадин.

Сегодня в Татарстане после 35-летнего периода специального изучения кристаллического фундамента началось проведение конкретных поисковых работ на нефть-газ в породах кристаллического фундамента. Более того, можно говорить о подпитке и регенерации месторождений осадочного чехла из глубин планеты и даже о возможном искусственном ускорении этого процесса. В этом вопросе геологи Татарстана продвинулись достаточно далеко вперед. Проведенные учеными исследования позволяют считать, что обнаруженные реликты углеводородных (УВ) зон дробления свидетельствуют о наличии углеводородных потоков (УВ-флюидов) в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессия–декомпрессия. Это подтверждается также сходством УВ-фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкции и чехла.

Нефть скрыта в фундаменте

Большую роль в изучении фундамента сыграло проведение и интерпретация региональных сейсмопрофилей, профиля ГСЗ, бурения 29 скважин со вскрытием фундамента на глубину выше 100 м и обобщения их результатов. Особенно большое значение имело бурение двух сверхглубоких скважин: скважина 20 000 на Ромашкинском (вскрытая мощность фундамента составила 3215 м), скважина 20 009 (вскрытая мощность фундамента 4077 м).

Генетическая тождественность нефти из палеозойского комплекса и битумоидов фундамента аргументирует доминирующую роль восходящей вертикальной миграции нефти, источник которой в осадочном чехле над ЮТС отсутствует. Многолетними исследованиями установлено, что кристаллический фундамент Татарского свода – потенциальный генератор углеводородов Ромашкинского месторождения, которое является уникальным не только по запасам, но и по условиям локализации и дифференциации углеводородов.

Длительные и широкомасштабные исследования влияния кристаллического фундамента на нефтегазоносность осадочного чехла объективно привели нас к выводу о постоянной «подпитке» месторождений в палеозое глубинными флюидами (с углеводородным «дыханием») кристаллического фундамента, в перманентном режиме генерации сложных углеводородных систем с периодичным поступлением углеводородов в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла.

Все это, а также периодическое появление (увеличение) содержания «свежего» нормального глубинного бутана, совпадающее с изменением солнечной активности (процессы сжатия и растяжения) земной коры и др., побуждают усилить исследования процессов «подпитки» месторождения углеводородами из глубин через нефтеподводящие каналы, а в будущем поисков путей искусственной интенсификации этих процессов для обеспечения стабильной, сбалансированной с этим процессом добычи нефти. Это обеспечит второе рождение Ромашкинского месторождения после завершения его разработки современными новейшими технологиями увеличения нефтеотдачи (МУН).

Ромашкинское месторождение не иссякнет спустя столетия

═

Исследования показали, что числящиеся на балансе запасы нефти на Ромашкинском месторождении будут добыты к 2065 году, а с учетом планируемых объемов доразведки, переоценки запасов и самое главное – с внедрением МУН более высоких поколений разработка месторождения продлится до 2200 года, и с учетом «подпитки» из глубин недр этот срок может исчисляться столетиями (рис. 3). Но месторождения не только подпитываются, но одновременно, как любой живой организм, непрерывно подвергаются разрушению. Результатами разрушения девонских и каменноугольных залежей являются тяжелые нефти и природные битумы (ПБ) пермских отложений Татарстана. Легкие нефти нижних горизонтов палеозоя, мигрируя вверх по разрезу, окислялись и в ряде случаев из-за изменения реологических свойств превратились в покрышку, способствующую большему сохранению залежей нефти нижележащих горизонтов.

Вышеизложенные факты позволяют сформулировать новую стратегию нефтепоисковых работ, а в дальнейшем и разработки нефтяных месторождений.

Рис. 3. Динамика добычи нефти и воспроизводства запасов нефти по Ромашкинскому месторождению с 2005 года.═Источник: Научный совет по геологии и разработке нефтяных месторождений АН РТ

Рис. 2. Динамика отношений средних дебитов «аномальных» скважин (N=26) к средним дебитам «нормальных» скважин (N=19) в течение 40 лет эксплуатации (1954–1993 гг.).

Рис. 1. Карта залежей нефти и газа Республики Татарстан. ═Источник: Научный совет по геологии и разработке нефтяных месторождений АН РТ