Баженовская свита что это такое простыми словами
Баженовская свита
Это группа нефтематеринских горных пород (свита), выявленная на территории около 1 млн км2 в Западной Сибири
Образована осадочными породами морского дна в титонском-берриасском веках в конце юрского и начале мелового периода, (около 145 млн лет назад).
В баженовской свите сконцентрирована большая часть горючих сланцев России, содержащих:
Запасы углеводородов в баженовской свите являются трудноизвлекаемыми (ТрИЗ).
Для увеличения нефтеотдачи при разработке нефти низкопроницаемых коллекторов может применяться наклонно-горизонтальное бурение и ГРП.
По оценкам Wood Mackenzie содержание нефти в свите достигает 2 трлн баррелей.
В 2013 г Роснефть оценила извлекаемые запасы в 22 млрд баррелей.
По данным US EIA от июня 2013 суммарные запасы около 1,2 трлн баррелей нефти, из которых невероятных 74 млрд баррелей могут быть технически извлекаемыми.
Французский институт нефти (IFP) оценивает технически извлекаемые запасы нефти Бажена в 0,7 млрд т.
Свита по большей части сложена из карбонатных глинистых и кремнистых пород, источником органического вещества в которых стали останки планктона с кремневым скелетом: радиолярии и диатомеи.
Нередко Бажен сравнивают с месторождением Бакен в США, но есть и различия.
О планах разработки нефти из баженовской свиты сообщали: Газпром нефть, ЛУКОЙЛ, Роснефть,Сургутнефтегаз.
Газпром нефть испытывает новые технологии и оборудование в рамках национального проекта Бажен на Пальяновской площади Красноленинского месторождения в ХМАО.
Опытно-промышленные работы Газпром нефть начала 2013 г:
В мезозойском разрезе Западной Сибири резервуары нефти и газа приурочены к терригенным, алевролито-песчаным образованиям. В фациальном отношении это либо базальные слои трансгрессий различного масштаба (главным образом мезоциклов продолжительностью 8-10 млн. лет), либо финально-регрессивные отложения.
В мезозойском разрезе Западной Сибири резервуары нефти и газа приурочены к терригенным, алевролито-песчаным образованиям.
В фациальном отношении это либо базальные слои трансгрессий различного масштаба (главным образом мезоциклов продолжительностью 8-10 млн. лет), либо финально-регрессивные отложения. Самыми емкими коллекторами являются образования второго типа.
С ними связаны наиболее крупные залежи (Говоря о резервуарах и залежах, мы имели в виду уточненные понятия [11].) неокомских толщ, находящиеся в промышленной разработке.
Верхнеюрские битуминозные аргиллиты баженовской свиты составляют исключение. Впервые в мировой практике нефтегазопоисковых работ коллекторами оказались глины и аргиллиты, давно признанные одним из основных региональных экранов (и водоупоров) Западной Сибири.
Мощность баженовских аргиллитов сравнительно невелика и изменяется от 5-10 до 20-40 м.
Все исследователи, изучающие породы баженовской свиты, считают, что коллекторские свойства данного резервуара обусловлены их трещиноватостью.
Макроскопические исследования керна скважин основных районов распространения битуминозных пород (Березовский, Шаимский, Красноленинский, Сургутский, Нижневартовский, Варьеганский, Александровский, Васюганский, Мыльджинский и др.) и анализ опубликованных результатов изучения различных свойств пород баженовской свиты позволяют авторам настоящей статьи высказать существенно иную точку зрения на природу (тип) данных коллекторов и возможный механизм их образования.
Не отрицая определенной роли трещин в формировании коллекторов баженовского резервуара, главное значение в образовании первичного порового пространства, по нашему мнению, принадлежит не им. Они создали вторичное, дополнительное (хотя и важное в ряде случаев) поровое пространство. Во многих образцах, исследованных макро- и микроскопически, вертикальных трещин вообще не наблюдалось. Так, Э.М. Халимов и В.С. Мелик-Пашаев не без некоторого удивления отмечают, что «в более чем 1/3 изученных образцов трещиноватость вообще отсутствует» [12, с. 2]. Из большого числа изученных шлифов отложений баженовской свиты в Салымском районе 45 % не имеют трещин, а в шлифах с трещинами вертикальные трещины не превышают 11 % (там же).
Мы вертикальные трещины в данных образованиях при макроскопических исследованиях наблюдали крайне редко.
Одной из характерных особенностей аргиллитов баженовской свиты во многих районах, как известно, является тонкая (и микро-) плитчатость, слойчатость и листоватость. Нефтенасыщенные образцы таких пород, не содержащих трещин, при вертикальном сдавливании из межплитчатого и особенно тонкослойчатого, листоватого пространства, как правило, выделяют нефть. Все это и ряд других факторов позволяют сделать вывод, что первичным и, видимо, главным является межплитчатое и межслойчато-листоватое пространство аргиллитов баженовского резервуара. Это совершенно новый тип коллектора.
Данное представление о типе коллектора требует и иного подхода к исследованию баженовских аргиллитов. Прежде всего, необходимо ответить на следующие вопросы.
Какова природа, механизм образования межслоевого пространства коллектора?
Почему в одних случаях коллектор образуется, а в других нет?
Только поняв природу коллектора, можно отыскать признаки его картирования, а следовательно, и прогнозирования залежей нефти и газа. Именно это открывает реальный путь к разработке методов оконтуривания залежей и подсчета прогнозных и промышленных запасов УВ в рассматриваемом уникальном резервуаре. Ответы на поставленные вопросы должны дать и объяснения необычным свойствам пород и залежей баженовской свиты. В настоящее время выявлены следующие особенности пород баженовской свиты:
аномальная обогащенность ОВ (до 10 % и более);
сравнительно небольшая мощность при площади распространения, превышающей 1 млн. км2;
тонкоплитчатая, слойчатая и листоватая структура;
аномально высокие значения кажущегося сопротивления, превышающего 500 Ом-м (нередко достигающие 1000 Ом-м);
высокие и аномально высокие значения естественной гамма-активности;
аномально пониженная плотность пород;
пониженная скорость прохождения упругих сейсмических волн через толщу баженовских аргиллитов;
аномально высокие пластовые давления в залежах;
приуроченность скважин с наиболее значительными дебитами нефти к зонам повышенных температур, достигающих 135°С;
низкие пористость и проницаемость коллекторов баженовской свиты;
наличие вертикальных и горизонтальных трещин.
Последнее свойство пород баженовской свиты, несмотря на кажущуюся очевидность, нуждается в серьезном подтверждении и детальном изучении. Особенно в отношении наличия вертикальных трещин. Представление о их широком развитии, обусловленном вертикальными блоковыми движениями вдоль разломов [12] или палеосейсмичностью [6], находится, на наш взгляд, в противоречии с целым рядом других свойств этих пород.
Вне всякого сомнения, горизонтальные перемещения и вызванные ими мозаичные поля неравномерного напряжения наблюдались в истории развития Западно-Сибирского седиментационного бассейна. Уренгойский грабенообразный прогиб-желоб и «оперяющие» его прогибы явно имеют рифтовую (или, точнее, квазирифтовую) природу. В результате растяжения в этой зоне и горизонтальных перемещений в направлении западного и восточного жестских обрамлений образовались по обе стороны желоба цепочки крупных высокоамплитудных поднятий, к которым приурочены уникальные газовые залежи севера Западной Сибири (Уренгойское, Губкинское, Ямбургское, Тазовское, Заполярное и др.). Следует отметить, что роли горизонтальных перемещений в платформенных условиях и создаваемых ими тангенциальных напряжений, их влиянию на нефтегазоносность практически не уделяется никакого внимания.
Справедливо отмечается рядом исследователей положительная роль повышенных температур в образовании плитчато-слойчатой, листоватой структуры, а также генерационного потенциала баженовских аргиллитов.
В условиях, видимо, относительно неглубоководного бассейна, в тех зонах, куда не доносился терригенный материал, формировались тонкодисперсные органогенные образования, способные после стадии уплотнения и литификации, при определенных тектонических напряжениях, к расслоению и превращению в ряде зон и районов из экрана в коллектор.
Очевидно, в комплекс изучения баженовской свиты должны быть включены исследования экспериментальной тектоники и моделирования процессов расслоения и трещинообразования в породах данного конкретного типа.
Высказанная выше точка зрения на природу и тип коллектора, механизм его формирования позволяет, как нам кажется, дать более полное объяснение перечисленным выше особенностям пород баженовской свиты и их нефтеносности, детальному анализу которых будут посвящены специальные работы авторов.
Осознавая важность поиска залежей нефти в баженовском резервуаре, многие ученые и целые коллективы (ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, ИГиРГИ, ИГиГ СО АН СССР и др.) занимаются исследованием аргиллитов баженовской свиты. С целью ускорения решения важной в научном и практическом отношении проблемы оценки перспектив нефтегазоносности пород баженовской свиты необходимо скоординировать все исследования в рамках программы «Сибирь» (подпрограмма «Нефть и газ Западной Сибири») и на данном этапе «поиска» не отбрасывать никакие из идей и представлений о природе и механизме образования коллекторов и резервуаров баженовской свиты, какими бы «сумасшедшими» они не казались на первый взгляд.
Автор: А.А. ТРОФИМУК, Ю.Н. КАРОГОДИН (ИГиГ СО АН СССР)
«Газпром нефть» реализует технологическую стратегию разработки нетрадиционных запасов баженовской свиты
Разработка баженовской свиты — одна из основных стратегических задач «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Ее успешное решение напрямую зависит от технологического развития компании
В 2014 году давно озвученные планы по освоению нетрадиционных запасов в «Газпром нефти» обрели цифровое выражение: к 2025 году компания намерена добывать из бажена порядка 2,5 млн тонн углеводородов в год, а накопленная добыча к этому времени должна перешагнуть через отметку в 15 млн тонн. При этом предполагается, что ресурсная база подготовленных к разработке извлекаемых запасов нефти из баженовской свиты в Западной Сибири составит более 400 млн тонн. Однако расчеты показывают, что за высокие показатели придется как следует побороться: при существующем уровне технологического развития компании бажен больше 70 млн тонн не отдаст.
Что касается самих геологических запасов, то наращивать ресурсную базу можно как за счет органического роста — разработки баженовской свиты на имеющихся у компании месторождениях, — так и неорганического, то есть приобретения новых перспективных участков. В 2014 году специалисты блока разведки и добычи совместно с коллегами из Научно-технического центра (НТЦ) и департамента стратегии и инноваций «Газпром нефти» оценили экономическую целесообразность развития по всем возможным вариантам. В результате были выделены целевые диапазоны стоимости строительства скважин и их будущих дебитов и сформулированы основные технологические вызовы, преодоление которых существенно повысит рентабельность проекта.
«Бажен — это технологический проект, — считает генеральный директор Ханты-Мансийского нефтегазового союза, руководитель проектного офиса „Бажен“ Кирилл Стрижнев. — Баженовская свита покрывает всю Западную Сибирь, и практически везде можно обнаружить следы углеводородов. Но начать коммерческую добычу можно, лишь решив определенные технологические задачи. Мы выделили в отдельные проекты пять основных вызовов. Для получения положительного экономического эффекта нужно реализовать как минимум четыре из них».
Инновации вместо диких кошек
Начало реализации любого проекта в добыче предваряет поиск ответов на два вопроса: «Где добывать?» и «Сколько удастся добыть?». В случае с баженовской свитой точность этих ответов особо важна, так как напрямую связана с объемом затрат на дальнейшую разработку. Программа технологического развития предусматривает выполнение двух проектов, призванных облегчить оценку потенциала добычи на тех или иных лицензионных участках.
Первая технология, уже созданная в «бета-версии», — технология прогноза перспективности нефтегазоносности баженовских отложений. Она окажется незаменимой при неорганическом расширении ресурсной базы «Газпром нефти» — поиске и отборе новых месторождений — и позволит сэкономить за счет сокращения объемов необходимых геологоразведочных работ. Создание соответствующего «софта» —расчетного модуля для качественного и количественного ранжирования территорий — началось еще несколько лет назад. Базовый вариант программы уже разработан и сегодня проходит апробацию силами специалистов НТЦ. В прошлом году с ее помощью исходя из привлекательности участков была ранжирована практически вся территория ЯНАО и ХМАО. «Нам осталось обучить эту программу, проверить ее работоспособность по ключевым точкам, — уточнил начальник управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Владислав Жуков. — Для этого необходимо набрать статистику, получить как можно больше практических результатов, что и будет сделано в ближайшие два года в рамках расширенной программы геологоразведочных работ на ряде месторождений».
Следующий этап — локализация места добычи на перспективных месторождениях баженовской свиты в Западной Сибири и определение технологических параметров разработки (количества скважин, их эффективной длины, пускового дебита, потенциальной накопленной добычи и т.д.). Эта задача будет решаться с помощью геолого-гидродинамического симулятора. Над его созданием специалисты «Газпром нефти» работают в консорциуме с ведущими научными институтами страны. Мировых аналогов этой разработке не существует — западные компании, добывающие сланцевую нефть, предпочитают проводить поиск насыщенных углеводородами зон «методом дикой кошки» — с помощью бурения скважин наудачу. «В условиях Западной Сибири — сложной логистики, тяжелого климата, отсутствия инфраструктуры — мы не можем позволить себе бурить лишние скважины. Это слишком дорого», — пояснил Кирилл Стрижнев. По словам руководителя проекта, компании гораздо выгоднее инвестировать в уникальный интеллектуальный продукт.
В основу гидродинамического симулятора закладываются геологические модели строения баженовской свиты, выделенные признаки нефтегазоносности пластов, зависимости между нефтенасыщенностью и другими характеристиками залежи. Проверка программы будет проводиться на данных геофизических исследований скважин и керновых исследований, полученных на нескольких сланцевых проектах «Газпром нефти», в частности на Пальяне и Верхнем Салыме.
Выбор параметров
Еще один вектор повышения экономической результативности разработки баженовской нефти— снижение капитальных затрат при строительстве скважин и их эффективная эксплуатация. В первую очередь речь идет о подборе оптимальной технологии строительства горизонтальных скважин — единственно продуктивных на бажене в силу специфики его строения. Технологии, которую можно было бы тиражировать на все сланцевые активы компании.
Применение гидроразрыва пласта в условиях баженовской свиты
Одна из особенностей освоения баженовской свиты заключается в так называемом узком окне бурения — соотношении пластового и внутрискважинного давления. Из-за узости окна поддержание устойчивости стенок скважины становится проблемой — даже при небольшом отклонении от оптимальных величин плотности бурового раствора, скорости бурения, диаметра скважины велика вероятность обвала. Выбор наилучших технологических параметров бурения — первоочередная задача, решить которую необходимо, чтобы рассчитывать на успех при дальнейшей разработке. Добиться необходимых результатов здесь можно только опытным путем. «Мы уже пробурили на бажен две пологие скважины с углами наклона 75 и 85 градусов и длиной горизонтального ствола 200 и 300 м, — рассказал начальник департамента геологии и разработки „Газпром нефти“ Александр Билинчук. — Следующий этап — два километровых ствола с углом под 90 градусов. Наша цель — это „горизонт“ на 1500 м. Это оптимальная протяженность горизонтального участка скважины для бажена с точки зрения окупаемости и минимизации капитальных затрат. Как только мы наберем нужное количество эмпирических данных, мы сможем построить соответствующие теоретические зависимости и тиражировать технологию на любом месторождении».
Другая, не менее важная задача — повышение дебита скважин. В общем случае высокого дебита позволяет добиться проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), но с баженом не все так просто. Согласно принятой геологической модели потенциально продуктивные интервалы (ППИ) на бажене расположены в пласте в виде отдельных пропластков. Чтобы условия для проведения МГРП были оптимальными и образовавшиеся в результате трещины охватили максимальную часть пласта, необходимо не промахнуться во время проводки скважины (см. схему). Ошибки здесь приведут к бесполезности гидроразрыва. Решением этой проблемы должна стать разработка технологии мониторинга в режиме реального времени геомеханических свойств пород и управления режимами бурения в зависимости от их изменения. Соответствующий комплекс мониторинга скважин LWD (logging while drilling) существует и успешно применяется лидерами отрасли. Сегодня специалисты «Газпром нефти» совместно с сервисными компаниями работают над его адаптацией к условиям баженовской свиты.
Еще один проект посвящен непосредственно самому многостадийному гидроразрыву — технологии, без которой добыча сланцевой нефти невозможна. Здесь также необходимо адаптировать лучший мировой опыт к строптивому бажену, отличающемуся сверхнизкой проницаемостью. В обычном понимании бажен не обладает ни понятной пористостью, ни фильтрацией, поэтому применение стандартного МГРП, при котором создаются крупные магистральные трещины, здесь неэффективно. В этом случае дополнительный приток охватит лишь несколько десятков сантиметров пласта вокруг трещин. «Выжать» баженовскую нефть можно только с помощью сети трещин, создание которой — отдельный технологический вызов. Есть целый ряд параметров ГРП — скорость гидроразрыва, реологические свойства жидкости, размер и форма проппанта, пульсирующее или непрерывное воздействие на пласт, от которых зависит дизайн трещины. Залог успеха ГРП на бажене — верный подбор всех этих параметров.
Поиск и вовлечение в разработку нетрадиционных запасов во многом будет определять развитие «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Безусловно, работа по извлечению трудной нефти потребует от специалистов компании решения новых непростых технологических вызовов. Мы готовы к этому и уже сегодня делаем уверенные шаги к лучшему пониманию геологического строения залежей баженовской свиты. В планах — наращивание ресурсной базы за счет органического и неорганического роста, разработка собственных технологий прогнозирования нефтегазоносности залежей и геолого-гидродинамического моделирования нетрадиционных запасов. Технологий, которые позволят нам занять лидирующие позиции в области извлечения ТРИЗов и создать отечественную школу добычи сланцевой нефти.
«Сегодня инженерный расчет дизайнов ГРП на бажене — прерогатива сервисных компаний, — рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Внешние специалисты определяют основные параметры гидроразрыва и затраты на его проведение. Они отвечают за результат. Мы же хотим создать собственный симулятор ГРП для условий баженовской свиты. Этот продукт станет основой комплексной системы управления технологическими процессами и позволит нам контролировать и сокращать затраты на ГРП». По сути, задача здесь — превратить процедуру гидроразрыва на российских сланцевых залежах из уникальной и дорогостоящей в стандартную операцию. Достичь этого можно, только накопив достаточный опыт проведения на бажене МГРП с одновременным мониторингом трещин. Эта объемная задача оперативно может быть решена только в технологическом партнерстве с сервисными компаниями и при научной и финансовой поддержке государства.
К нефтематеринским запасам
Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород. Это нефтематеринские породы, содержащие кероген*, и породы-пропластки, содержащие легкую нефть. Причем последние составляют всего порядка 30% от всей толщины баженовской свиты. Такой метод стимулирования пласта, как многостадийный гидроразрыв, направлен как раз на извлечение углеводородов из пропластков. В то же время нефтематеринские породы остаются недоступными для стандартных способов добычи. «Без применения дополнительных технологий, направленных на генерацию углеводородов из баженовской свиты, мы сможем охватить добычей, пусть и рентабельной, лишь небольшую часть бажена, — считает Александр Билинчук. — При этом такие технологии существуют и уже успешно применяются рядом компаний на сланцевых залежах». В первую очередь речь идет о внутрипластовом каталитическом ретортинге (см. врез), позволяющем значительно увеличить в пласте температуру и давление и «выгнать» нефть из низкопроницаемых пород. Причем эта технология может применяться как на нефтематеринских породах, так и на пропластках после проведения ГРП — для создания дополнительных микротрещин и увеличения притока.
Основной минус технологии — дороговизна. Для ее реализации необходим целый комплекс наземного и подземного оборудования, организация теплоизоляции скважин. Тем не менее по предварительным расчетам эта технология может быть рентабельной при работе с баженовским горизонтом. Проверку расчетов «Газпром нефть» будет проводить совместными усилиями с МФТИ и Сколковским институтом науки и технологий, которые обладают лабораторным оборудованием для проведения соответствующих испытаний на опытных образцах керна из баженовской свиты. «Такого оборудования до последнего времени не было в России. Теперь мы сможем провести собственные исследования и сделать технико-экономические расчеты уже конкретно под один из наших сланцевых проектов, — сообщил Кирилл Стрижнев. — Дальше все будет зависеть от окупаемости».
Хотя достижение плановых объемов добычи нетрадиционных запасов нефти к 2025 году возможно уже за счет решения геологических задачи повышения эффективности строительства и эксплуатации скважин, поиск новых технологий для бажена — лишь вопрос времени и желания сделать следующий шаг в раскрытии его огромного потенциала.
* Керогены — полимерные органические материалы, которые расположены в таких породах, как нефтеносные сланцы, и являются одной из форм нетрадиционной нефти. Согласно теории появления органических нефтяных материалов, остатки растений и морских организмов под воздействием высоких температур и давления преобразуются в первую очередь в кероген, затем в битум и, наконец, в нефть и газ
Внутрипластовой каталитический ретортинг
В основе технологии внутрипластового каталитического ретортинга лежит тепловое воздействие в сочетании с физическим и химическим воздействием на углеводородосодержащие пласты с использованием высокоэффективного рабочего агента, состоящего из сверхкритической воды, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерного катализатора, с температурой до 500°C и давлением до 50 Мпа.
С помощью технологии можно добиться ряда значимых эффектов:
• необратимого снижения плотности и вязкости жидких УВ за счет дробления крупных молекул на более мелкие молекулы;
• генерации синтетических жидких и газообразных УВ из твердого органического вещества — керогена;
• повышения проницаемости продуктивных пластов на макро-, мезо- и микроуровнях;
• интенсификации добычи легких и средних по плотности жидких УВ.
По расчетам специалистов применение каталитического ретортинга параллельно с традиционными методами добычи (горизонтальные скважины с МГР П) на баженовской свите позволит получить куб. м дополнительной накопленной добычи с одной скважины.
neftianka
neftiankaвсе о нефти и не только
there will be blood
Член-корреспондент АН СССР И. НЕСТЕРОВ, директор Западно-Сибирского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института.
Почти все известные нефтяные и газовые месторождения залегают в прогибах земной коры, там, где послойно расположены осадочные породы: песчаники, известняки, глины, пласты соли…
Классическая модель залежи выглядит так: между слоями глины, известняка или соли — непроницаемыми покрышками — лежит пласт песчаника или проницаемого известняка, наполненный нефтью или газом. Нефть и газ находятся только в пористых породах. В глины и соль они проникнуть не могут. Глины и нефть — это в определенном смысле лед и пламень, то есть вещества несовместимые.
И вдруг однажды на Салымском месторождении нефть забила из слоя глины. Да в каких количествах! В разведочной скважине Р-41 был зафиксирован приток нефти 1700 кубометров в сутки! И это при том, что замер сделали не сразу, а когда фонтан уже слегка ослабел.
Сначала тюменские геологи не поверили своим глазам и предположили, что нефть бьет все-таки не из слоя глины, а что происходит перетек из других горизонтов в тот, где залегают глины. Одни указывали на пласт, лежащий на 100 метров выше глин, другие на тот, что ниже. Но факты неоспоримо говорили о том, что нефть поступает из глинистых отложений, так называемой баженовской свиты.
Свита — геологический термин, обозначающий совокупность залегающих пластов горных пород, объединенных по какому-либо признаку. Баженовской ее «назвали потому, что глинистые отложения такого типа впервые были обнаружены вблизи поселка Баженовка Омской области.