К оглавлению
УДК 553.98	©К.Б. Аширов. 1992

Роль геологии нефти и газа в научно-техническом прогрессе нефте- и газодобывающих отраслей

К.Б. АШИРОВ (СамПИ)

Наступивший в стране энергетический кризис, связанный с начавшимся падением добычи угля, нефти и газа, а также с прекращением строительства атомных электростанций и консервацией действующих, требует внимательного научного анализа сложившейся ситуации. Проблема выхода из кризиса усугубляется еще и тем, что жизнь показала недопустимость дальнейшей эксплуатации платформенных гидростанций. В результате зарастания водохранилищ ГЭС сине-зелеными водорослями, отмирания и гниения их зимой подо льдом вода практически лишается кислорода, что приводит к гибели всего живого. Сброс же гнилостных вод в Волго-Камско-Каспийский бассейн, который взят в качестве примера, по утверждению акад. А.Л. Яншина (1980 г.), уже в ближайшие годы приведет к его полной экологической смерти.

В своих статьях в газете «Известия» бывший заместитель Председателя Совмина СССР Л.Д. Рябев (30.10.90 г.) и акад. А. Шейндлин (5.02.91 г.) перед учеными-нефтяниками поставили вопрос о достоверности научных представлений, которыми руководствуется отраслевая практика.

Анализ качественности признанных научных представлений о формировании месторождений удобнее всего провести на примере Урало-Поволжья как наиболее изученной провинции страны. Более чем полувековой опыт поисков нефти и разработки месторождений даст неопровержимые факты, указывающие на источники нефти и условия формирования месторождений.

На сегодняшний день подавляющее число ученых и производственников продолжают руководствоваться учением акад. И.М. Губкина и чл.-корр. Н.Б. Вассоевича, утверждавших в осадочно-миграционной теории генерацию нефтей глинистыми толщами. При этом также принимается, что месторождения различных стратиграфических этажей девонского, нижнекаменноугольного, среднекаменноугольного и нижнепермского - формировались нефтями, отжатыми из глинистых толщ своих же стратиграфических подразделов. Следовательно, источники нефтей провинции в различных этажах нефтеносности разные.

Данные представления не дают правильного научного обоснования вопросов механизма формирования месторождений и установления границ нефтеносности провинции, для решения которых мы теперь располагаем убедительными фактами. Итак, какие факты настоятельно требуют пересмотра осадочно-миграционной теории формирования месторождений?

Основным является вопрос об источниках нефти. Не останавливаясь на взглядах на неорганическое происхождение нефти, попытаемся выяснить возможность генерации нефтей глинами в объемах, достаточных для формирования известных месторождений.

В морских глинистых танцах в ряде случаев фиксируется присутствие жидких УВ в количествах от 0,1 до 0,01 % заполненности поровых объемов. Но, как установлено (С.Г. Неручев и др., 1986 г.), УВ глин не имеют родства с нефтями, что исключает возможность признать их за источники нефти. Наиболее сложным для сторонников осадочно-миграционной теории является обоснование условий ухода нефтей из глин с последующей миграцией их до пунктов формирования месторождений. При этом уход нефтей из глин объясняется отжимом их и водных растворах с отжимаемыми избыточными водами при уплотнении глин. Но еще В.Ф. Липецким (1956, 1960 гг.) было обосновано, что уплотнение глин с отжатием основного объема удерживаемой ими воды происходило при погружении их на глубину до 300 м и несколько ниже, тогда как для образования УВ из захороненной органики требовалась пластовая температура, характерная для глубин 1500 м и ниже.

Для растворения и переноса нефти в транспортабельной газоконденсатной фазе для формирования известных месторождений потребовалось бы нереальное, астрономическое количество газа. Кроме того, известно, что в конденсатную фазу не переходят полярные компоненты нефтей: смолы, асфальтены, парафин, металлокомплексы и др. При этом часто встречающиеся высказывания об осмолении нефтей как последующем процессе, реально в недрах не происходящем, несостоятельны. Согласно второму началу термодинамики сложные неравновесные соединения, к которым относятся УВ. особенно в зонах повышенных температур, ускоряющих процесс, как, например, при горении, стремятся к снижению уровня свободной энергии вплоть до нулевого. При этом от сложных соединений идет преобразование к простым: до графита, углекислоты и воды, когда углекислота и вода имеют нулевой уровень свободной энергии. Итак, последнее обстоятельство полностью исключает формирование месторождений за счет конденсатов, так как в подобных залежах отсутствовали бы более тяжелые компоненты.

Главным препятствием признания формирования месторождений с отжатием и латеральной миграцией нефтей из глинистых толщ в конечные пункты, причем с раздельным формированием залежей в терригенном девоне, нижне- и среднекаменноугольных отложениях и в перми за счет своих нефтей, является установленная диалогическая невыдержанность продуктивных, т.е. пористых, проницаемых пластов на предполагаемых площадях нефтесбора. Это было установлено в период разработки месторождений с законтурным заводнением, когда в 1-2 км от внешних контуров нефтеносности продуктивные пласты резко деградировали либо даже выклинивались с переходом песчаников в глины, а карбонатов от рифогенных фаций на сводах поднятий в плотные глинистые, практически непроницаемые известняки. Важно для познания условий формирования и то, что трещиноватость пород в законтурных зонах практически исчезает, будучи в основном приуроченной к сводам поднятий, особенно к их крутым крыльям.

Существующие взгляды на формирование месторождений за счет УВ глин путем латеральной миграции их в пункты скоплении не так уж безобидны. При участии нескольких институтов подготовлен и реализуется план широких поисков в Мордовии, Чувашии, Марийской республике. Нижегородской и Ульяновской областях и др., но на сегодня на западе провинции сотни структур оказались пустыми. На разбуривание здесь свыше 200 структур было использовано 600 скважин при стоимости каждой девонской разведочной скважины от 350 до 500 тыс. руб. В случаях же осложнений, например при катастрофических поглощениях, стоимость их возрастает до 1 млн. руб. и выше. Отсюда следует вывод, что при выходе с поисками на новые территории необходимо проверить наличие в их недрах нефтепроизводящих отложений - доманикитов, связь нефтеносности с которыми убедительно доказана [3]. В противном случае вновь появятся безрезультатные итоги и опять будут выброшены на ветер сотни миллионов рублей. За примерами идти недалеко, вспомним хотя бы поиски нефти в Подмосковье,

Согласно учению И.М. Губкина признается латеральная миграция в отдельных стратиграфических комплексах, допускающая присутствие на всей площади проницаемых песчаных и карбонатных толщ. Но даже если можно было допустить подобную миграцию, то на всем ее пути в виде граничных слоев на стенках пор должно было остаться от 20 до 60 % в поровых объемах остаточной нефтенасыщенности, а трещины должны быть залечены битумом [2].

Также часто рассматривают вопросы так называемого переформирования залежей, но не показывают, из какой ловушки ушла нефть и пути ее ухода. Последние также должны были бы содержать остаточную перенасыщенность, гидрофобизующую поверхность пор.

Устойчивость граничных слоев подтверждена исследованиями О.В. Ковалевой, свидетельствующими, что на Мухановском месторождении за 30 лет разработки залежи пласта С1 нижнего карбона при внутриконтурном наводнении с перепадами давления свыше 10 МПа в промытых интервалах сохранилась остаточная нефтенасыщенность, в среднем 30 % порового объема.

При описании условий формирования месторождений сторонники теории И.М. Губкина обычно избегают объяснения причин присутствия в нефтях древних спор на крутых крыльях структур, являющихся показателями вертикальной миграции. Пониженные на крутых крыльях структур водонефтяные контакты, наличие на пологих крыльях переходных зон и на крутых более легких газонасыщенных нефтей, по сравнению с нефтями на пологих крыльях, объясняются сдвигающим и разрушающим залежи эффектом воздействия водонапорного бассейна.

Однако понижение ВНК наблюдается только на крутых крыльях структур, которые бывают обращены как на юг, так и на север. Кроме того, выклинивание продуктивных пластов и некотором удалении от залежей не позволяет рассматривать возможность существования активных водонапорных бассейнов, способных сдвигать залежи. И, главное, на площади Урало-Поволжья, для которой бытует представление о стоке вод с севера на юг в Прикаспий, принимаемый за область разгрузки, сдвигание всегда должно было быть с севера на юг. Hа самом же деле наклон ВНК на крутых крыльях отмечается в зависимости от их расположения как на юг, так и на север, что отрицает воздействие на сдвигание залежей подземного стока вод, который в провинции реально отсутствует [1]. Так, в Ромашкино, Бавлах, Туймазах, Калиновско-Султангуловской группе месторождений пониженные ВНК на юге, а в Жигулях, на Красноярско-Чубовском, Мухановско-Репьевском, Новоелховском, Дмитриевском, Кулешовском и других месторождениях залежи на крутых крыльях смещены на север, в обратном направлении принимаемому стоку. С позиций сторонников И.М. Губкина также необъяснимо, почему при разработке конечная обводненность продукции скважин на крутых крыльях в 2-3 раза выше, чем на пологих. Далее, почему в процессе разработки состав воды, добываемой скважинами на пологих крыльях, почти не изменяется, а добываемой на крутых крыльях, резко изменяется? Данное явление можно объяснить активной вертикальной связью залежей на крутых крыльях по разломам с водоносными горизонтами, например серпуховским. Вода горизонта, характеризующаяся повышенной сульфатностью, поступает в выше- и нижерасположенныс залежи, в которых благодаря разработке создается необходимая для перетока депрессия.

Говоря об условиях формирования месторождений, необходимо предварительно остановиться на принципиально важных моментах, учет которых нужен как для понимания механизма их формирования, так и для принятия определенных поисковых критериев. Первое и главное условие - признание генетического единства всех палеозойских нефтей и залежей асфальтов на поверхности с УВ доманикитов, что подтверждено исследованиями.

Второе важное условие - выявленная закономерность нефтеносности в пределах присутствия в недрах пород доманиковой фации. За пределами развития доманикитов, на западе провинции, поиски месторождений оказались безрезультатными. Третьим важным фактором для понимания условий формирования месторождении является интересная особенность: все известные месторождения расположены на поднятых крыльях линейных дислокаций взбросового типа и лишь изредка связаны с поперечными для них разломами. При этом залежи располагаются цепочками па поднятых крыльях линейных разломных дислокаций.

На основе изложенных факторов формирование месторождений должно было происходить по следующей схеме (рисунок). Справа, на опущенном крыле дислокации, с площади депрессии потоки нефти поступали в вертикальный разломный канал, по которому под влиянием гравитационного фактора и режима разгазирования нефть поднималась вверх, заполняя по пути имеющиеся в разрезе на поднятых крыльях структурные ловушки. Избыточные объемы нефти изливались на поверхность, формируя месторождения асфальтовых пород.

Такой механизм формирования исключает возможность встретить месторождения на площадях между разломными дислокациями. Между тем в разведочной практике на данных площадях ведутся поиски залежей неструктурного типа и, естественно, безрезультатно. Часто залежи литологически сложного строения, например рукавообразная залежь пласта Б0 на Покровском месторождении в Самарской области, относят к неструктурному типу, хотя она по всем показателям структурная, связанная с питавшим ее разломным каналом.

Поступление нефтей в залежи из нефтепроизводящих пород подтверждается интенсивной миграцией в доманикитах, а также залеченностью трещин битумами. Следы миграции обнаружены и в разломных каналах, что подтверждено кернами из пересекших их скважин.

Наличие наклонных контактов, т.е. более низких отметок ВНК на крутых крыльях, с относительно более свежими здесь нефтями связано с геологически поздним временем формирования месторождений, в ряде случаев еще продолжающегося. В это время на пологих крыльях уже начался процесс гипергенного разрушения нефтей, связанный с потерей ими растворенных газов и уносом с газами светлых фракций, чем и объясняется объемная усадка нефтей.

Предъявляя требования к геологии нефти и газа как к науке, нельзя упускать из вида и другие стороны проблемы нефтяной и газовой энергетики. В настоящее время сложилось представление о том, что геология нефти и газа как наука призвана обслуживать поиски месторождений нефти и газа. Но, как показывает практика, не менее важным является участие ее и в разработке месторождений, так как конечным показателем нефтяной и газовой отраслей являются добытые нефть и газ. Однако недостаточное использование геологии в решении проблем разработки - одна из причин их низкой эффективности.

Анализируя состояние разработки нефтяных месторождений страны, проф. В.Н. Щелкачев показал, что средний коэффициент нефтеотдачи на завершающем этапе будет составлять всего 0,41, т. е. 59 % от балансовых запасов нефти останутся невыработанными [4].

Наряду с определенными успехами в деле разработки месторождений следует отметить и недостатки. Так сложилось на практике, что основной объем научного обоснования при проектировании разработки взяли на себя гидродинамики, к расчетам подключена самая современная вычислительная техника, но исходные данные для расчетов обычно берут по средним показателям в объеме залежей. К ним, в первую очередь, отнесены мощность пластов, их пористость, проницаемость, вязкость пластовых нефтей, средняя нефтенасыщенность, которые используют и при подсчете запасов. Между тем, принятие средних показателей искажает истинную картину строения залежей, их коллекторские свойства, не учитывается характер изменения вязкости нефтей в объемах залежей, а также полностью не учитывается трещиноватость пластов, влияние которой на условия разработки колоссально.

Низкая эффективность разработки месторождений наглядно демонстрируется профилями приемистости воды в нагнетательных скважинах и притоков в эксплуатационных скважинах. Как правило, указанные профили показывают, что вырабатываются в основном прикровельные мощности пластов, а нижняя их половина дренируется слабо, причем отдельные интервалы не вырабатываются вообще. Это связано с недоучетом в проектах разработки наблюдаемых в объемах пластов закономерностей. Например, вертикальная тектоническая трещиноватость развивается на контактах литологически разнородных пластов, в кровлях и на крыльях, на контактах глин с песчаниками и карбонатами. Поэтому основного своего развития вертикальная трещиноватость достигает под покрышками, образуя взаимосвязанную систему, захватывающую пласты на определенную глубину. Так, при разработке наиболее интенсивно нефть вытесняется из трещиноватых интервалов пластов, главным образом из прикровельных их участков, куда устремляется и основной объем закачиваемой воды, а нижние интервалы пластов остаются неохваченными. Аналогична закономерность и снижения пористости и проницаемости пластов от сводовых участков к их подошвам и крыльям. Подчас резко и многократно увеличивается от сводовых участков к подошвам залежей и вязкость нефтей. Не учитываются характер формирующихся в пластах граничных слоев, что приводит к огромным потерям, а также минерализация погребенных вод, что дает большие осложнения при внутриконтурном заводнении, когда закачиваемая вода не совместима с погребенной и др.

Когда претензии по недоучету наблюдаемых закономерное гей предъявляются проектировщикам, то обычно ответ один: при сдаче в разработку новых месторождений геологи о неоднородностях ничего не сообщают, поэтому в расчетах и принимаются усредненные параметры. Поскольку указанные претензии справедливы, необходимо пересмотреть объем требуемых исследований на вновь открываемых месторождениях и передавать площади под разработку с показателями характеристик неоднородностей пластов. Естественно, что все перечисленные вопросы, связанные с закономерностями строения продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, должны войти в содержание дисциплины «Геология нефти и газа».

И последний вопрос, на котором необходимо остановиться,- поиск путей предотвращения энергетического кризиса. Альтернативным решением может явиться освоение газовых ресурсов грязевых вулканов, давно привлекающих к себе внимание в качестве возможных огромных потенциальных источников энергии. Грязевые вулканы оригинальное природное явление. Размещены они на территории Крыма, акваториях Азовского, Черного и Каспийского морей, в Краснодарском крае, Дагестане, Азербайджане, Туркмении и на Сахалине. Морфологически они часто представляют собой конусы из выбросов грязи и сопочной брекчии иногда высотой в сотни метров. Согласно учету извержений вулканов, ведущемуся с 1810 г., извергалась их третья часть, причем ряд вулканов извергался многократно, что указывает на существование непрерывного подтока газов к их очагам. Извергаются вулканы в основном метаном, что свидетельствует об относительно небольших глубинах его генерации. По данным проф. С.А. Ковалевского, при обычно огненных извержениях выбрасываются n*10 млн. м³ метана, что с учетом восполняемости запасов, особенно в бездействующих вулканах, указывает на возможность открытия в их очагах огромных запасов, в которых накопление газа не сопровождается его расходованием.

Для поиска структурных ловушек, к которым должны быть приурочены очаги грязевых вулканов, в последние годы используется сейсморазведка. Из-за сложности бурения непосредственно у жерл вулканов целесообразно вскрывать газовые очаги наклонными скважинами, размещая их устья в удалении от тектонически перебитых жерловых каналов.

Учитывая создавшуюся обстановку с энергетическим обеспечением страны, представляется исключительно важным без промедления приступить к разведке газовых очагов грязевых вулканов, освоение ресурсов которых при современном уровне техники бурения можно считать вполне доступным.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аширов К.Б. О строении водонапорных бассейнов и формировании в них зональности // Геология нефти и газа. 1991, № 9. С. 32- 36.
2. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра.- 1977.
3. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, Г.М. Парпарова и др. // Труды ВНИГРИ.- Л : Недра, - 1986.
4. Щелкачев В.Н. Анализ отечественной нефтедобычи по сравнению с зарубежной // Нефтяное хозяйство. 1990.- № 10.- С. 32 - 39.

Abstract

On the basis of the genetic identities of oils from the Volga-Ural region and their relation to the Domanik faciei rocks, hydrocarbon potential is shown ю be dependent on the areal extent of these rocks^-. It hai been established that the formation of fields ma\ have occurred in traps on the uplifted flanks of fault displacement.

Рисунок Схема формирования месторождений платформы.

1 нефтяные залежи; 2 - доманикиты; 3 – газовая залежь; 4 кристаллический фундамент; 5 – разломы; 6 – направление миграции нефти