ИННОВАЦИОННЫЕ НЕСТАНДАРТНЫЕ ДОСТУПНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ОБЛАСТИ ПОИСКОВ, РАЗВЕДКИ, РАЗРАБОТКИ И ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ (И.И. Нестеров, Тюмень 2017 г.)

Битуминозные породы верхней юры и низов мела в Западной Сибири сплошным чехлом развиты на площади 1290 тыс. км2. (рис. 4) В виде непрерывного чехла эти породы к западу продолжаются в Баренцово и Северное моря, а на юге Великобритании выходят на поверхность. По состоянию на 01.01.2011 г. в Западной Сибири зарегистрировано 92 месторождения с промышленными притоками нефти из глинистых пород. На этих объектах извлечено более 11 млн. т. Нефти и 1.5 млрд м3 попутного газа. Запасы категорий АВС1С2 утверждены в размере 2.3 млрд т нефти (в т.ч. извлекаемы- 0.44 млрд т) и попутного газа – 81.8 млрд м3.

Ввиду отсутствия методики подсчета запасов углеводородного сырья в глинистых породах, учета теоретических основ формирования залежей нефти и газа и механики движения флюидов в таких коллекторах эти цифры занижены в 3-5 раз. По нашим предварительным расчетам геологические запасы в битуминозных глинистых породах выявленных месторождений составляют 10.5 млрд т, а извлекаемые -7.5 млрд т. Ресурсы нефти в глинистых битуминозных породах по разработанным нетрадиционным технологиям в целом по Западной Сибири нами оценены в 127-174 млрд м3, в т.ч. по ХМАО –около 69-94 млрд м3, ЯНАО – около 39-54 млрд м3 и на остальных территориях Томской, Новосибирской, Омской областей и юга Тюменской области -19-26 млрд м3. Из них официально в 1982 г. признано только 5 млрд м3. Это меньше, чем в настоящее время уже имеется по открытым залежам нефти в глинистых породах баженовской свиты.

В отличие от недропользователей России эти ресурсы по-другому оценены в США. В 2009 г. через Интернет компания Shell объявила, что разработка технологий извлечения нефти из горючих сланцев по значимости не уступает получению энергии путем холодного ядерного синтеза, и к 2020 г. они планируют из черных сланцев Грин-Ривер на западе США извлечь 100 млн. т нефти (масла?) и в сутки добывать 2 млн. баррелей.

Если из горючих сланцев можно получать нефть или газ, а точнее масло в количествах, опубликованных компанией Shell, то это резко повышает возможность извлечения нефти из битуминозных пород, в т.ч. и в Западной Сибири, Волго-Уральской нефтегазоносной области и других регионах РФ и Мира, в которых имеется внутримолекулярная энергия, достаточная для формирования залежей нефти и газа.

Следует различать, что извлечения нефти из приповерхностных горючих сланцев (черных сланцев) с низким потенциалом молекулярной энергии (типа эстонских, польских, китайских и частично американских) ничего общего не имеет с нефтегазоносностью битуминозных глинистых, кремнисто-глинистых, кремнистых и известково-кремнистых пород с высоким внутримолекулярным потенциалом, имеющих региональное распространение. Это- породы баженовской, тутлеймской и игримской свит Западной Сибири, доманикиты девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, кимериджской формации Англии и Северного моря, баккенской формации Вилистонского бассейна в США, Канаде и другие. Из горючих сланцев добывают масло (oil), а из баженитов–нефть в Западной Сибири,  которая по качеству аналогична светлой американской нефти из Техаса. Дебиты нефти из баженитов в одиночных скважинах достигали 300-700-5000 м3/сут.

8). Коллектор в залежах глинистых пород не имеет жесткого скелета. Он возникает вместе с появлением углеводородного сырья и при извлечении из него нефти и газа вновь становится экраном (покрышкой). Соответственно, при разработке таких залежей главным являются расчеты по режиму отбора нефти из залежи. Движение флюидов в залежах с коллекторами без жесткого скелета определяется горным давлением. Нефть в природных залежах глинистых пород формируется одновременно с коллектором при снижении пластового давления и за счет изменения горного давления. При современных технических возможностях снижение давления можно регулировать в каждой скважине и, соответственно, в любой точке развития битуминозных пород можно получить нефть, но дебит ее определяется термобарическим коэффициентом, концентрацией в органическом веществе парамагнитных центров и первоначальным количеством органического вещества в дренируемом объеме скважины. Все это определяется в проектных документах договоров заказчика и исполнителя.

9). Нефть формируется за счет взаимодействия внешних электромагнитных полей с магнитными полями неспаренных электронов вокруг смежных ядер углерода и повышенной температуры с образованием углеводородных радикалов, которые в силу своей высокой энергии живут тысячные доли секунды и соединяются друг с другом или разрывают связи углерод-углерод в керогене органического вещества. Реакция происходит почти мгновенно. При вскрытии залежи скважиной и извлечении нефти давление и, соответственно, дебит снижаются, породы разуплотняются и происходит новообразование жидких и газообразных углеводородов и гетеросоединений.Давление повышается ввиду того, что объем новообразованной нефти по сравнению с твердым материнским веществом увеличивается до 2-2.5 раза и больше. Соответственно, дебит увеличивается. Это происходит многократно, и такой режим разработки является дилатансным. На рис. 5дилатансный режим извлечения нефти по скважине 64-Р на Северо-Лемпинской площади в Западной Сибири приведен по фактическим замерам дебита. Коэффициент извлечения нефти за счет дилатансного режима разработки увеличился до 20%.