Возобновляемый источник углеводородов?

НЕОПРОВЕРЖИМЫЕ ФАКТЫ ПОСТУПЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО ТРЕЩИНАМ С ОГРОМНЫХ ГЛУБИН ДОПУСКАЮТ ИХ  СИНТЕЗИРОВАНИЕ И В НАШЕ ВРЕМЯ

Человечество, запуганное постоянными угрозами исчерпания якобы не возобновляемых углеводородов (нефти и газа), вполне может успокоиться под напором неопровержимых фактов, причем не только научного характера. Подпитка «откуда-то снизу» ряда нефтяных месторождений, которым давно пора бы иссякнуть, судя по сделанной некогда оценке запасов, подтолкнула нефтяников к мысли о том, что нефть может мигрировать не столько по горизонтали, как считалось ранее, но и по вертикали. Повсеместно наблюдаемый субвертикальный характер трещин в горных породах убедительно свидетельствует о существенно ином пути поступления углеводородов в резервуары, обнаруженные в доступных для бурения приповерхностных толщах горных пород. При этом сами трещины, как природные каналы для перемещения (миграции) углеводородов, стали объектом пристального внимания геологов и геофизиков.

ЭТИ ВЕЗДЕСУЩИЕ ТРЕЩИНЫ

Присутствие трещин в горных породах является скорее правилом, а не исключением. Размеры трещин изменяются в широких пределах. Микротрещины с шириной десятки микрометров и протяженностью первые сантиметры наблюдаются в шлифах бурового керна. Мезотрещины с шириной первые сотни микрометров и протяженностью до первых метров наблюдаются на керне и при каротаже. Макротрещины с шириной от долей до нескольких миллиметров и более имеют высоту от первых метров до сотен метров. Мегатрещины имеют толщину, измеряемую метрами, а протяженность – до нескольких сотен метров. Более крупные разрывные нарушения классифицируются как разломы. Густота трещин при одинаковой литологии зависит от толщины слоя: чем больше мощность слоя, тем реже расположены трещины.

Квазипараллельные между собой трещины формируют коридоры трещин, которые могут варьировать по размеру и протяженности (вертикальной и горизонтальной). Их размеры могут меняться в широком диапазоне.  К примеру, в Кювейте некоторые из них имели ширину 10 м, высоту 100 м и длину 1000 м, при этом они содержали до десятка тысяч трещин.

Большинство трещин субвертикально, что позволило считать, что они сформировались в сдвиговом поле напряжений с субгоризонтальными направлениями сжатия и растяжения.

Формирование преимущественно субвертикальных трещин создает предпосылки для гидродинамической связи глубоких слоев земной коры и литосферы  с приповерхностными структурами. Тем самым осуществляется непосредственная связь глубинных зон генерации углеводородов с природными резервуарами нефти и газа.

Геологи-нефтяники давно пришли к единому выводу, состоящему в том, что практически все разрабатываемые нефтяные пласты являются трещинными коллекторами, составляя основу трещинно-поровых, кавернозно-трещинных, карстово-трещинных и собственно трещинных природных резервуаров нефти и газа. Характерной особенностью трещинных коллекторов на многих месторождениях, особенно на Ближнем Востоке, является высокая суммарная накопленная добыча нефти, иногда достигающая нескольких миллионов тонн на одну скважину. Наиболее богатые скопления углеводородов на Ближнем Востоке содержатся в карбонатных резервуарах. Считается, что в них коллекторские свойства пород во многом определяются их вторичной пористостью (кавернозностью) и трещиноватостью.


ФЕНОМЕН МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ  ТИГР»

Это супергигантское уникальное нефтяное месторождение было открыто в 1988 г. совместным предприятием «Вьетсовпетро» на южно-вьетнамском шельфе.  Здесь основные запасы (более 80% запасов всего месторождения)  оказались связанными с разуплотненными и измененными кристаллическими породами фундамента.  Месторождения в осадочных отложениях олигоцена и миоцена, открытые  ранее, имели подчиненное значение.

Большинство скважин на Белом Тигре, пробуренных в фундаменте, являются высокодебитными, с дебитом более 1000 куб. м/сут. При этом вскрытая толщина магматических пород фундамента достигает 2000 м. Нижняя граница залежи не была установлена, причем пробуренные на глубину свыше 5000 м скважины водонефтяной контакт (ВНК) не установили ни в одной из скважин. Нефтесодержащими оказались трещинные коллекторы, пустотность которых представлена микротрещинами и изомерными пустотами.  Пустотное пространство данного месторождения сформировалось под воздействием тектонических и гидротермальных процессов, контролируемых разломной и сопутствующей ей трещинной сетью.

Уникальность данного месторождения состоит в отсутствии ВНК, огромной мощности продуктивного разреза, в котором нефтесодержащими являются гранитоиды, а развитие нефтеносности контролируется глубиной развития коллекторов в фундаменте. Гидродинамические расчеты показали, что нефтеносность здесь может достигать 7000 м.

Промышленные притоки нефти из фундамента связаны на Белом Тигре с гранитами и гранодиоритами. Наиболее высокодебитными являются скважины, пробуренные в гранитах. Объясняют это тем, что граниты наиболее подвержены трещинообразованию. Именно в их пределах наблюдается наибольшая густота открытых трещин.

Считают, что формирование месторождения Белый Тигр происходило с недавнего времени и в результате современного пополнения массивной залежи в кристаллическом фундаменте. Скопления углеводородов южновьетнамского шельфа связывают с каналами поступления глубинной энергии и вещества, с так называемыми трубами глубинной дегазации Земли и восходящих флюидов.

Примечательно, что при подсчете запасов нефти в 191.1 млн т на начало 2014 г. на месторождении уже добыто свыше 200 млн т и продолжается его освоение при значительных объемах добычи.

В ТАТАРСТАНЕ НЕФТИ ХВАТИТ НАДОЛГО

По данным татарских геологов, доманиковские породы (основные нефтегазоматеринские породы) могли произвести лишь 709 млн т нефти. В то же время по состоянию на 01.01.2016 г. только на Ромашкинском месторождении было добыто 2312.9 млн т нефти. Месторождение это разрабатывается 75 лет (с 1943 г.).

По состоянию на 01.01.1999 г. начальные разведанные запасы нефти на Ромашкинском месторождении составили 4878 млн т, на 01.01.2017 г. – 5310 млн т, т.е. за 18 лет запасы увеличились на 432 млн т, несмотря на интенсивную годовую добычу. Таким образом, на Ромашкинском месторождении первоначально подсчитанные запасы нефти были неоднократно выработаны в процессе их многолетней эксплуатации. При этом, однако, продолжает господствовать точка зрения о невозобновляемости запасов нефти, и это положение является основополагающим в теории органического происхождения углеводородов. Однако многие данные свидетельствуют о том, что процессы миграции нефти происходят с гораздо большей скоростью, чем это предполагают сторонники осадочно-миграционной теории, на что убедительно указывают примеры современного пополнения запасов углеводородов в Татарстане.

Примечательно, что под Ромашкинским месторождением зафиксированы сейсмодинамические, гравитационные, магматические, магнитотеллурические аномалии в консолидированной коре и верхней мантии.


АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ГИПОТЕЗЫ МОГУТ СОСУЩЕСТВОВАТЬ

В настоящее время известны две альтернативные гипотезы моделей происхождения углеводородов – биогенная и абиогенная.

С точки зрения биогенной концепции углеводороды на Земле возникли из остатков органического вещества, которое в течение многих миллионов лет накапливалось на дне древних акваторий, затем погружалось на большие глубины и путем химических превращений  преобразовывалось в кероген. Из керогена затем выделялись частицы рассеянной нефти, которые мигрировали из нефтематеринских пород в коллекторы. Затем, так же путем миграции, углеводороды концентрировались в ловушках и происходило образование нефтегазовых залежей. На всё это уходило много миллионов лет, так что данная концепция не может объяснить быстрое восполнение запасов нефти в залежах. Кроме того, при биогенной гипотезе нефтеобразования приходится допускать латеральную миграцию углеводородов на огромные расстояния, иногда на сотни километров, что явно неправдоподобно при наличии на этом пути значительных барьеров, сформированных в условиях сильной неоднородности флюидоемких систем.

Концепция абиогенного глубинного происхождения углеводородов предполагает генерацию углеводородов в глубинных слоях Земли путем неорганического синтеза. Образовавшиеся при этом углеводороды по глубинным разломам мигрируют в верхние слои земной коры и накапливаются в виде скоплений нефти и газа. Нефтегазоносность при этом рассматривается как  проявление природного процесса дегазации Земли, создавшего гидросферу, атмосферу и биосферу. Лабораторные эксперименты показали, что абиогенный синтез углеводородов может происходить при термобарических условиях, характерных для верхней мантии Земли и нижних слоев земной коры.

Абиогенная концепция также допускает существование «нефтематеринских» пород, однако под ними понимают так называемые каталитические зоны земной коры, содержащие природные катализаторы. В этих зонах рождается нефть путем каталитического синтеза, основой которого служат абиогенные глубинные углеводороды.

Справедливость абиогенного процесса образования скоплений углеводородов предполагает существование под крупным нефтегазовым месторождением сети глубинных разломов, по которым осуществляется подпитка глубинными углеводородами.
Считают, что отсутствие биогенного источника для гигантских месторождений Ближнего Востока объясняется тем, что углеводороды здесь поступили в коллекторы непосредственно по глубинным разломам (нефть - из каталитических «нефтематеринских» пород, а газ – из верхней мантии и нижних слоев земной коры). В соответствии с биогенной концепцией происхождения нефти главным поисковым признаком обнаружения скоплений углеводородов является поиск возможных ловушек – пористых и трещиноватых пород, покрытых слоем непроницаемых горных пород («покрышками»). Абиогенная концепция добавляет новый поисковый признак – прогнозирование возможных каналов подпитки месторождений. Сочетание этих двух поисковых признаков позволяет существенно увеличить вероятность обнаружения новых гигантских месторождений.