Прогнозные ресурсы нефти гранитных образований Томской области оценены в 90 миллиардов тонн
В статье представлены результаты двадцатилетней работы автора по проблеме нефтегазоносности коренных гранитных образований Томской области. Приводятся некоторые исторические факты, взгляды, споры крупных специалистов и учёных на нефтеносность гранитов не только в Томской области, но и в СССР и за рубежом. Материалы этой статьи дважды докладывались и публиковались в журнале ГКЗ, а также в ноябре 2023 года на XXVII Научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири» и включены в сборник конференции. Статья посвящена памяти первооткрывателя палеозойского нефтегазоносного этажа Запивалова Н. П., ушедшего на 93 году из жизни 9 сентября 2023 года.
«Крамольный» этаж нужно открывать
За полувековую историю нефтяной промышленности Томской области основной недропользователь – ОАО «Томскнефть» ВНК – к 2015 году добыл более 500 миллионов тонн нефти, оставалось по балансовым запасам 200 миллионов тонн. В среднем добывалось по 10 миллионов тонн в год. В настоящее время вовлечены в эксплуатацию все разведанные месторождения. Поэтому с 2015 года началось неуклонное падение годовой добычи. В последние годы добыча составляет более шести миллионов тонн, включая и добытое другими малыми недропользователями Томской области. Без открытия и ввода в разработку новых крупных месторождений нефтяная промышленность Томской области перейдёт в стадию стагнации – добычи остаточной малорентабельной нефти с её падением до пяти-трёх миллионов тонн. Юрский комплекс себя исчерпал.
Открытый в начале 2000-х меловой этаж нефтегазоносности на северо-западе Томской области благодаря усилиям Р. А. Кима, Ю. А. Чикишева, В. А. Резниченко и других специалистов, характеризуется мелкими и очень мелкими месторождениями. Из-за низкоомности продуктивных пластов их поиск очень проблематичен. Поэтому крупные открытия возможны только в палеозойских образованиях, в которых наиболее перспективными являются гранитные. Так, по данным заместителя председателя ГКЗ Е. Г. Арешева, возглавившего созданный институт «НИИморнефтегаз» во Вьетнаме для научного сопровождения месторождения «Белый Тигр» случайно открытого в 1986-88 годах, – «…в палеозойских образованиях Земли 33 процента запасов и 75 процентов добычи связаны с гранитами».
По карте академика В. С. Суркова, изданной в 1974 году, только на юго-востоке Западно-Сибирской плиты в фундаменте выделяется более 50 гранитных образований. Но по свидетельству Н. П. Запивалова в то время говорить о перспективах гранитных образований считалось «крамолой». Поэтому при представлении В. С. Сурковым карты с многочисленными красными пятнами гранитов в МПР СССР ему был задан прямой вопрос: «Вы что, считаете, что в них есть нефть?». На что был получен отрицательный ответ.
Сейчас, несмотря на открытие многочисленных месторождений нефти в гранитных образованиях не только во Вьетнаме, но и в других регионах мира, изученность гранитных образований Томской области по-прежнему остаётся очень низкой. Перспективы гранитных образований наиболее хорошо изучены в пределах Трайгородско-Кондаковского месторождения нефти, имеющего площадь 400 квадратных километров, что сопоставимо с флагманом Томской области – Советским месторождением, эксплуатируемым с 1962 года.
Геологические особенности Трайгородско-Кондаковского месторождения нефти
Трайгородско-Кондаковское месторождение нефти было открыто в 1966 году при бурении скважины № 217 в куполе Чебачьего поднятия. При бурении с отбором семи метров керна под баженовской свитой было извлечено 20 сантиметров гранитов. На этом бурение было прекращено. По ГИС вскрытый керном интервал не охарактеризован из-за «мёртвой приборной зоны», но при испытании его был получен приток нефти дебитом 21,3 кубических метра в сутки на штуцере пять миллиметров.
После этого на месторождении было пробурено рекордное количество поисковых скважин (12) с целью поиска промышленных притоков в верхнеюрских отложениях и в кровле гранитных образований. В 1983 году месторождение было поставлено на баланс по верхнеюрской залежи пласта Ю11 под названием Кондаковское. Залежь характеризовалась проницаемостью 1-2 мД с дебитами нефти менее одного кубометра в сутки на динамических уровнях.
К 2015 году извлекаемые запасы категории С2 по месторождению составляли 25 процентов от всех 50 месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК. Несмотря на то, что рассматриваемое месторождение резко отличается от остальных месторождений Томской области, оно не является уникальным. Аналогичные «особенные» месторождения выявлены в Республике Беларусь. С учётом этих данных на месторождении выявлены следующие особенности.
Первая особенность – гранитный батолит, «прорывающий» верхнеюрские отложения до баженовской свиты, в скважине-первооткрывательнице № 217-Чебачьей (рис.1).
Рис. 1. Разрез Трайгородско-Кондаковского месторождения нефти верхнеюрских залежей
и прорывающий их гранитный батолит. По В. В. Трушкину и О. В. Франц (2010)
Вторая особенность. Образование гранитного батолита привело к формированию аномально высоких пластовых давлений и температур.
Третья особенность. Высокая температура обеспечила генерацию УВ всех типов нефтей органического происхождения баженовской, тогурской и неорганической палеозойской. В отличие от остальных юрских месторождений Томской области в основном с баженовским типом нефти.
Четвёртая особенность. Высокое содержание в отдельных скважинах в растворённом газе азота до 93 процентов, гелия и водорода также указывают на неорганическое происхождение палеозойского типа нефти.
Теоретические предпосылки образования системы: граниты – Не-Н-газы – неорганические УВ объясняются гипотезой солнечного строения Не-Н-ядра Земли, объясняющей механизм образования гранитов и воды. На необходимость рассмотрения строения ядра Земли с точки зрения строения звёзд указывали ещё основоположники Томской геологической школы, академики В. А. Обручев и М. А. Усов, которые указывали: «Земля – это сложный астрофизический объект. Нельзя уподоблять её ядро с примитивной доменной печью». Напомним, что первая теория относительно строения и состава Земли была основана на аналогии с доменной печью и выдвинута норвежским основоположником геохимии В. М. Гольдшмидтом в 1922 году и с тех пор не претерпела существенных изменений. Хотя ещё в 1976 году ректор Томского политехнического института А. А. Воробьёв обосновал невозможность скачка плотностей на границе с атомарным Fe-ядром и выдвинул гипотезу Fe-плазменного строения ядра Земли. Вероятнее всего, ядро Земли, подобно ядру Солнца, является термоядерным реактором, в котором происходит синтез гелия. (рис.2, подробно эта модель изложена в журнале ГКЗ № 1 за 2023 год.)
Рис. 2. Схематичная термоядерная модель состава Земли.
Внутреннее ядро – инертная Не-плазма. Внешнее ядро – зона Н-плазмы итермоядерного синтеза Не.
Нижняя мантия – зона конвекции Не-Н-плазмы через полурасплавленное плазменное Fe.
Средняя и верхняя твёрдая SiО-мантия и кора.
Водородноплазменный механизм образования базальтовой астеносферы, гранитов и ювенильной воды с учётом теории Ю. А. Колясникова имеет следующий вид:
(SiO4)4-+4p++4е–
средняя мантия с 4Н-плазмой
=Si(OH)4=SiО(ОН)2+(ОН)–+Н+
=астеносфера=габбро
=SiО(ОН)2*H2O=SiO2
=гранитная магма=граниты
+2H2O2↑
+вода
Данный механизм ядерного образования воды снимает основной недостаток гипотезы Д. И. Менделеева неорганического происхождения УВ – источника мантийной воды.
2FeC+3Н2О=Fe2O3+С2Н6
Пятая особенность. Очень высокая густота разломов (от одного до двух с половиной километров на километр квадратный), по которым мигрировали гидротермальные растворы, закольматировавшие коллектор. Поэтому в Беларуси на таких месторождениях скважины бурят более 300 метров от разломов. На этом месторождении вблизи разломов по семи скважинам также фонтанов не получено. Более 300 метров из семи скважин в двух получены фонтаны, а в пяти не получено, возможно, из-за неточного картирования разломов и цементирования трещин.
Шестая особенность. Тектонический фактор и обусловленные им вторичные преобразования сыграли основную роль при формировании макротрещинного коллектора, который подтверждается керновыми данными, геофизическими и гидродинамическими исследованиями.
Седьмая особенность. Распределение пластовых давлений по глубине свидетельствует о гидравлической связи между пластами по отдельным блокам и отсутствии связи между блоками в отличие от остальных месторождений Томской области. Что позволяет принять единые ВНК по всем пластам, но разные по блокам.
Восьмая особенность. Высокое содержание набухающих глинистых минералов. По опыту Республики Беларусь скважины бурят на водном растворе с депрессией не более пяти МПа, в результате не происходит набухания глинистых минералов и дебиты увеличиваются в четыре-восемь раз.
Таким образом, образование гранитного батолита явилось основной причиной не типичного для Томской области очень сложного блоково-массивного строения верхнеюрских залежей с ТрИЗ порового коллектора.
Перспективы ЛгИЗ трещинных коллекторов Трайгородско-Кондаковского месторождения нефти
Характерной особенностью трещинных коллекторов являются предельные значения (90–100 процентов) нефтенасыщенности и извлечения нефти, что позволяет отнести запасы к легкоизвлекаемым (ЛгИЗ).
По данным Н. П. Запивалова, существует две концепции по проблеме трещинных коллекторов. Первая. Г. А. Максимович и другие считали, что поровые коллектора содержат только микротрещины ёмкостью 0,2 процента, что составляет первые проценты поровых запасов, и поэтому при подсчёте запасов они не учитываются. Но в данном случае за счёт низких Кп и КИН они составляют 17 процентов от поровых. Согласно второй концепции (академика А. А. Трофимука, А. М. Нечая, Ф. И. Котяхова и других) в поровых коллекторах кроме микротрещин есть макротрещины, каверны и карстовые полости. Трещинная ёмкость может достигать трёх-пяти процентов. По скважине 32 Кондаковской макротрещинная ёмкость, рассчитанная по КВД методом Уоррена–Рута достигла семи процентов. Это позволило сделать вывод, что в настоящее время недоразведаны и не оценены верхнеюрские ЛгИЗ в пределах 17–700 процентов от поровых.
В 2006 году была проведена оценка не стоящих на балансе трещинных запасов Чебачьей залежи нефти пласта М (кровли гранитов), по категории составили С1 – 0,2 миллиона тонн, по категории С2 – 11 миллионов тонн.
В Республике Беларусь продуктивные отложения испытывают и эксплуатируют, чтобы не пломбировать трещины и не снижать продуктивность в не зацементированной эксплуатационной колонне или в открытом стволе. На Трайгородско-Кондаковском месторождении по двум скважинам, где эти технологии применялись, получили фонтанные притоки. Для юрских отложений до 1,3 кубических метра в сутки на 1 мм штуцере. В кровле гранитных образований кратковременные притоки нефти (от 15 минут до 3 часов) достигали до 288 кубометров в сутки. Основная причина кратковременности притоков связана со схлопыванием трещин при депрессиях выше 4,2 МПа.
Таким образом, 50-летняя история поиска «промышленных притоков нефти» на месторождении не дала положительных результатов по причине испытания пластов в основном в зацементированной эксплуатационной колонне и без ограничения депрессий, а главное – поиски велись только в кровле гранитов.
Первые результаты изучения нефтеносности коренных гранитов
В 2015 году на месторождении впервые были оценены перспективные ресурсы нефти коренных гранитных образований, которые составили геологические 2,0 миллиарда тонн, извлекаемые 1,8 миллиарда тонн. По информации В. Н. Ростовцева, директора ЗАО «ТОМКО», – организации, специализирующейся на применении технологии квантово-оптической фильтрации космоснимков, в 1970-х годах военные из космоса дали близкую оценку ресурсов нефти в этом районе – 1,5 миллиарда тонн. По распоряжению первого секретаря Томского обкома КПСС Е. К. Лигачёва летом тяжёлыми вертолётами было завезено оборудование и пробурена скважина, но скважину пробурили по объективным причинам западнее от этого района. Скважина оказалась непродуктивной. Но, вероятно, основной причиной не подтверждения прогноза военных стал традиционный подход, существовавший в то время, – поиска без вскрытия коренных гранитных образований.
В 2010 году член-корреспондент РАН В. А. Конторович, изучив перспективы Трайгородско-Кондаковского лицензионного участка, предлагал руководству ОАО «Томскнефть» ВНК его сдать, но против этого выступили специалисты департамента ГРР ОАО «ТомскНИПИнефть», указав на перспективы коренных гранитных образований.
В 2013 году при обсуждении планов ГРР Томскнефти и в частности проектной разведочной скважины № 7 Кондаковской, В. А. Конторович предложил углубить скважину на 50 метров в коренные граниты. В результате в 2014 году, впервые за полувековую историю ГРР на Трайгородско-Кондаковском месторождении, была пробурена скважина № 7, вскрывшая коренные граниты на 25 метров. В керне гранитов были обнаружены макротрещины (рис. 3).
Рис. 3. Гранитный керн с макротрещиной по скважине № 7
По газокаротажу было зафиксировано пять продуктивных макротрещин – в виде кратковременных всплесков выходов метана, этана, пропана, бутанов и пентанов. Затем после остановки бурения также дважды отмечались выходы УВ. Но газокаротажная служба дала отрицательное заключение об этом интервале (рис.4).
Рис. 4. Газокаротаж гранитных образований в скважине № 7 Кондаковской
с фиксацией пяти продуктивных макротрещин и появление УВ из этих трещин при двух остановках бурения
Вероятно, традиционный мезозойский подход, когда при вскрытии продуктивных пластов отмечается постоянное увеличение газопоказаний тяжёлых УВ, не позволил газокаротажной службе дать положительное заключение об их продуктивности. Но, как отмечал Н. П. Запивалов, «Палеозой – особая планета, и мезозойским аршином её не измерить».
В целом геофизики также дали отрицательное оперативное заключение об интервале коренных гранитов. В результате данный интервал не был испытан.
В 2014 году данные материалы были переинтерпритированы В. А. Резниченко, много лет проработавшей интерпретатором палеозойских образований в Центральной геофизической экспедиции. Переинтерпретировав материалы она выдала заключение – граниты нефтенасыщенные (рис.5).
Рис. 5. Заключение ГИС № 7 В. А. Резниченко по нефтенасыщенному гранитному интервалу
После передачи заключения в Томскнефти главный геолог С. В. Захаров планировал разбурить цементный стакан, проперфорировать гранитный интервал и испытать граниты. Но по неизвестным причинам этого не было сделано. Недавно В. А. Резниченко, перебирая дома каротажные кривые, сохранившиеся у неё после ликвидации ЦГЭ, нашла заключение ГИС по самой первой скважине Лукашкин-Ярской № 1, пробуренной в 1959 году на этом месторождении. По заключению ГИС и по газовому каротажу гранитный палеозойский интервал до глубины почти 2400 метров дан как нефтенасыщенный и рекомендован к испытанию, но не испытан. Но Валентина Александровна убеждена в правильности заключения.
Таким образом, первый результат вскрытия коренных гранитов скважины № 7 Кондаковской доказал по керну, газовому каротажу и ГИС наличие нефтенасыщенного макротрещинного коллектора, позволяет перевести извлекаемые ресурсы ловушки 1800 миллионов тонн из категории перспективных – D1 в подготовленные для поискового бурения – D0.
Оценка прогнозных ресурсов нефти коренных гранитных образований юго-востока Западной Cибири по аналогии с шельфом Вьетнама
На месторождении «Белый Тигр» вначале искали (канадцы, японцы, немцы, итальянцы, американцы) залежи нефти в палеоген-эоценовых отложениях чехла с проницаемостью 1 мД. Открыли в них нефть в 1975 году. Схожую историю имеет и Трайгородско-Кондаковское месторождение нефти, где велись поиски в верхнеюрских отложениях с проницаемостью 1 мД.
В 1988 году под руководством В. С. Вовка на месторождении «Белый Тигр» был получен приток нефти из гранитных образований дебитом 1200 кубических метров в сутки. Кратковременный дебит по скважине 218 Чебачьей в кровле гранитов достигал 288 кубических метров в сутки. Причём, как и в скважине № 7, в скважине-первооткрывательнице Белого Тигра по каротажу также ничего не нашли.
По современным оценкам, высота открытой залежи составляет 1600 метров с запасами свыше 500 миллионов тонн. Высота гранитной ловушки на Трайгородско-Кондаковском месторождении составляет 500 метров, прогнозные ресурсы – 1800 миллионов тонн.
Сейчас в гранитах Вьетнамского шельфа открыто более 20 месторождений и 90 процентов запасов. Добыто нефти более 200 миллионов тонн. Вьетнам входит в десятку ведущих нефтедобывающих стран мира. Это свидетельствует о высоких перспективах открытия залежей в 50 гранитных образованиях юго-востока Западной Сибири (рис. 6), прогнозные извлекаемые ресурсы D2 которых оцениваются в 90 миллиардов тонн, что сопоставимо с ресурсами Арктического шельфа в 106 миллиардов тонн (журнал ГКЗ № 2 за 2023 год). Но гранитные ресурсы располагаются на суше, в более тёплых климатических условиях, с развитой инфраструктурой, и характеризуются как легкоизвлекаемые.
Рис. 6. Карта изученности нефтегазоносности гранитов юго-востока Западной Сибири
Рекомендация. С целью поиска нефти в коренных гранитных образованиях Трайгородско-Кондаковского месторождения нефти и повышения категорийности ресурсов гранитных образований Томской области до категории D1 рекомендуется в первую очередь пробурить рядом со скважиной № 217 Чебачьей, первооткрывательницей нефти в кровле гранитов, параметрическую скважину № 1 глубиной 2500 метров. Эксплуатационную колонну спускать до кровли гранитов 2000 метров. Затем 500 метров гранитных образований вскрывать с отбором керна диаметром 10 сантиметров и с депрессией до 4 МПа, учитывая коэффициент аномальности пластового давления 1,25. При всплесках газопоказаний бурение прекращать и проводить испытание при помощи ИПТ с ограничением депрессии до 4 МПа.
«В Арабских эмиратах бурят скважины до первой трещины и начинают их эксплуатацию». Запивалов Н. П.
Автор статьи: Валерий Трушкин,
член ЕСОЭН, эксперт в сфере недропользования,
кандидат геолого-минералогических наук