Нафтогазоносність глибокозанурених горизонтів

СВІТОВА ПРАКТИКА НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ГЛИБОКОЗАНУРЕНИХ ГОРИЗОНТІВ, ПЕРСПЕКТИВИ В УКРАЇНІ

Нині освоєння великих глибин (понад 4,5-5,0 км) є важливим напрямком нарощення потенційних ресурсів і запасів нафти та газу, оскільки запаси вуглеводнів (ВВ) на малих і середніх глибинах значною мірою вичерпані. У багатьох регіонах світу, де проводиться надглибоке буріння, отримують промислові припливи вуглеводнів, які підтверджують перспективи нафтогазоносності в широкому діапазоні глибин. У результаті буріння таких свердловин було встановлено наявність колекторів з достатньо високими ємнісно-фільтраційними властивостями на великих глибинах. Це дало змогу вивчити термобаричні умови на глибинах сприятливих для існування покладів газу та рідких вуглеводнів. Було встановлено, що на великих глибинах руйнівному впливу температур на поклади рідких вуглеводнів протидіють високі пластові тиски. Це дає змогу припускати про існування на вказаних глибинах сприятливих термобаричних умов для формування покладів рідких вуглеводнів.

У деяких нафтогазоносних провінціях на великих глибинах зосереджено не менше, ніж 40 прогнозних запасів газу, а можливо й нафти. Слід зазначити, що для прогнозування нафтогазоносності, та для більш точної промислової оцінки можливих скупчень рідких та газоподібних вуглеводнів на великих глибинах необхідно володіти даними глибокого буріння. За браком коштів на глибоке буріння, та низьким рівнем розвитку технологій буріння в Україні спостерігається брак таких матеріалів.

Для прикладу [1] в США надглибоким бурінням почали займатися ще в середині минулого сторіччя. На даний час У США пробурено понад 1300 свердловин з глибинами понад 6100 м. Саме на території США вперше:

у результаті буріння в глибоких нафтогазоносних басейнах (НГБ) встановлено нафтові поклади з максимальними на даний час глибинами (родовище Лейк-Вашингтон, де поклад нафти знаходиться в інтервалі 6536-6543 м, та родовище Елк-Сіті де отримано приплив легкої нафти з інтервалу глибин 7615-7620 м);

встановлено широкий стратиграфічний діапазон нафтогазоносності від нижнього палеозою до міоцену в інтервалі глибин 4-9 км;

доведено широку літолого-фаціальну характеристику порід-колекторів;

встановлено максимальний дебіт газу для глибоко занурених теригенних колекторів (свердловина Фолс Рівер-1 Міссісіпського прогину, де з пісковиків верхньої крейди на глибині 6395 м приплив газу становив майже 600 тис. м3/добу), з доломітів Еленберг Делаверського прогину отриманий приплив газу дебітом 2406 тис. м3/добу з глибини 5622 м;

доведена присутність ефективного колектора на глибині 9548 м (свердловина Берта Роджерс в западині Анадарко);

вперше відкрито гігантське нафтове родовище на глибині близько 8000 м (родовище Таїті в Мексиканській затоці, перша свердловина цього родовища фонтанувала дебітом 4770 м3/добу з глибини 7873 м)

Слід відзначити також, що на Андріївському родовищі в Терсько-Сунженському прогині на глибині майже 6 км з вапняків верхньої крейди приплив нафти сягав 154 м3/добу, а в Колумбії на одному з нафтових родовищ було отримано фонтан з глибини 6400 м дебітом 530 т/добу.

Таким чином отримані дані з різних НГБ світу дають чітке уявлення про широкий формаційний, стратиграфічний, фаціальний, фазово-геохімічний, тектонічний діапазон нафтогазоносності.

На території України основні перспективи відкриття покладів нафти і газу на великих глибинах нині пов’язані з Передкарпатським прогином і Дніпрово-Донецькою западиною. Пошуки глибокозанурених вуглеводневих покладів в українському Передкарпатті почалися з буріння свердловин Луги-1 і Шевченкове-1. Під час буріння останньої на глибині близько 7000 м спостерігались інтенсивні нафтогазопрояви з тріщинуватих пісковиків нижньої крейди. Приплив нафти з глибини понад 5 км одержали зі свердловин Новосхідниця-2 (5476-5984 м), Північна Завода-1 (5704-5794 м), Семигинів-17 (5200-5245 м) тощо.

На території ДДЗ з відомих до теперішнього часу 212 родовищ на 38 родовищах виявлені поклади на глибинах більше 5 км. Найглибший поклад газу встановлено на Перевозівському родовищі у відкладах верхньовізейського підярусу нижнього карбону
(6300 м), а нафти – на Карайкозівському родовищі (5100 м) у відкладах серпухівського ярусу. Основні перспективи відкриття великих скупчень ВВ пов’язуються з приосьовими чистинами Дніпрово-Донецького грабена, а в стратиграфічному відношенні з відкладами нижнього карбону. Встановлення промислової газоносності відкладів нижнього карбону на більшій території ДДЗ (регіональна газоносність), є одним з факторів постановки задачі на геологорозвідувальні роботи (ГРР) на великі глибини. Щодо перспектив відкриття скупчень рідких ВВ розглядають відклади підсольового комплексу фаменського ярусу верхнього девону [2].

ПРОБЛЕМА ІСНУВАННЯ ПОРІД-КОЛЕКТОРІВ НА ВЕЛИКИХ ГЛИБИНАХ

Вивчення та встановлення колекторських властивостей порід, які залягають на великих глибинах, є дуже важливим етапом прогнозування нафтогазоносності надр. Найважливішою характеристикою колекторських властивостей порід є їх літолого-фаціальна приналежність та пористість і проникність. Значна частка свердловин пробурених на глибину більше 5 км не відкривають промислових скупчень нафти і газу, а це в свою чергу пов’язано з відсутністю у розрізі порід-колекторів промислового значення. Тому до підходу прогнозування порід-колекторів на великих глибинах слід ставитись з більшою аргументованістю (прогноз різних типів порід колекторів та їх промислового значення). Відомо, що під дією тиску породи ущільнюються, тобто центри зерен, що складають породу, зближуються між собою в напрямку, який залежить від діючого тиску. Пористість гранулярних колекторів залежить від умов седиментації та глибини залягання колекторів. Спостерігається тенденція зменшення пористості з глибиною. Хоча в розрізі спостерігаються інтервали, в яких колектори мають промислові значення пористості. Це можна пояснити умовами ущільнення та особливістю літологічного складу. На думку Мончака Л.С. та ін. [3] глибина, на якій колектори можуть мати промислове значення пористості, залежить від початкової пористості та наявності зон з аномально високими тисками. У результаті проведених розрахунків було встановлено можливість прогнозування гранулярного