Нетрадиционные углеводороды

Месторождения, из которых нефть буквально бьет ключом, давно открыты. Теперь приходится разрабатывать нетрадиционные источники: пески, сланцы, тяжелые нефти. О технологиях, которые потребуются для освоения новых месторождений, рассказывает химик Михаил Спасенных, руководитель магистерской программы Сколтеха «Нефтегазовое дело». ПостНаука и Сколковский институт науки и технологий представляют курс «Наука нефти», посвященный современным технологиям добычи углеводородов.

Почему тема добычи нетрадиционных углеводородов важна для нефтегазовой индустрии? Нефть и газ относятся к исчерпаемым запасам углеводородов. Добывая их, мы уменьшаем запасы углеводородов в недрах земли. Со временем добыча нефти сокращается из-за этого. Существуют различные прогнозы, которые показывают, что примерно за 20 лет добыча углеводородов, прежде всего нефти, сократится в два раза. Чтобы страна производила такое же количество углеводородов, как сейчас, необходимо компенсировать падение добычи из традиционных месторождений нефти и газа.

Для этого есть несколько опций. Во-первых, необходимо увеличивать коэффициент извлечения нефти, чтобы добывать больше нефти из традиционных месторождений. И здесь есть очень много резервов. Конечно, нужно идти в новые регионы и прежде всего на арктический шельф. Но одна из главных опций, которая есть для нефтегазовой индустрии России, — это добыча нетрадиционных запасов углеводородов.

Традиционные запасы нефти в России составляют примерно 6% от общемировых. Россия занимает место в конце первой десятки стран, обладающих ресурсами углеводородов. Что касается нетрадиционных запасов, то с Россией здесь нельзя никого поставить рядом. Запасы нетрадиционных углеводородов в нашей стране очень велики. Таких формаций, как баженовская свита, нет больше ни в одной стране мира. Кроме баженовской свиты в России есть еще и доманиковая и другие свиты, которые содержат нетрадиционные запасы углеводородов.

Когда употребляют термин «нетрадиционные углеводороды» или «нетрадиционные коллекторы», имеют в виду сланцевую нефть и сланцевый газ. Данные термины тоже не вполне точны, потому что речь идет на самом деле о нефтематеринских породах. А нефтематеринские породы, как следует из их названия, — это пласты, которым мы обязаны процессом генерации нефти и газа. Изначально эти пласты были донными морскими или озерными отложениями и содержали в себе очень большое количество органического вещества. В ходе геологической истории эти пласты погрузились на большую глубину, два-три километра, где температуры достигают 100–200 градусов. И органическое вещество при этих условиях претерпевает изменения и постепенно превращается в нефть и газ. Нефть и газ мигрируют по разрезу — как правило, вверх — и скапливаются в пластах коллекторов, в таких структурных ловушках. И этим пластам-коллекторам, структурным ловушкам мы обязаны формированием традиционных запасов углеводородов. Сейчас добыча идет как раз из таких месторождений.

А с нетрадиционными запасами мы связываем те углеводороды, которые не вышли из нефтематеринских пород, а остались внутри нефтематеринских пластов, и их достаточно много. С добычей нефти и газа из таких пород мы связываем возможное увеличение добычи нефти в нашей стране, для того чтобы компенсировать падение добычи из традиционных месторождений углеводородов.

Проблема разведки и добычи таких месторождений состоит в том, что свойства пород традиционных и нетрадиционных коллекторов очень сильно различаются по всем параметрам, прежде всего по составу. Отличие нефтематеринских пород в том, что значительную долю в них составляет органическое вещество кероген, которое, претерпевая изменения в пластовых условиях, обеспечивает процессы генерации нефти. Керогена в породах может быть довольно много — от нескольких массовых процентов до 20–30%. А если говорить об объемных процентах, то керогена может быть до 60% и больше. И конечно, кероген по своим свойствам очень сильно отличается от минералов, из которых состоят традиционные пласты. 

Еще более важное различие с точки зрения разведки и добычи углеводородов — это различия традиционных и нетрадиционных коллекторов по пористости и проницаемости. Особенно важна проницаемость, поскольку именно она показывает, насколько реальна добыча углеводородов из порового пространства пород коллекторов. Чем выше проницаемость, тем проще добывать углеводороды из порового пространства. А пористость и проницаемость нефтематеринских пород настолько низкая, что очень сложно даже измерить проницаемость таких пород традиционными физическими методами, которые были разработаны для характеризации традиционных коллекторов. Чтобы описать эти породы, понять, как они устроены, нужны специальные методы исследований.

Очень важно исследовать геохимические особенности нефтематеринских пород. Вообще говоря, нефтеразработчиков обычно мало интересуют химические свойства органического вещества — их больше интересуют физические свойства, такие как плотность и вязкость. А когда мы говорим про нефтематеринские породы, очень важно понять химический состав керогена и другого органического вещества в данных породах, поскольку кероген может быть очень разный. Мы изучаем прежде всего его зрелость и генерационную способность, которая связана со зрелостью. Эти понятия характеризуют, сколько кероген уже отдал нефти от того количества, которое он может отдать. Когда мы говорим о зрелом керогене, мы имеем в виду, что он уже преобразовался в нефть, а эта нефть находится в нефтематеринском пласте или частично ушла из него. В таких случаях мы можем говорить только о добыче нефти, которая находится в пустотном пространстве пород коллекторов.

Если мы говорим о незрелом керогене, это означает, что этот кероген еще содержит в себе большой генерационный потенциал. Воздействуя на такие породы теплом, повышая температуру, мы можем стимулировать образование нефти из керогена в техногенных условиях. Геохимический комплекс исследований имеет первостепенное значение при изучении нетрадиционных коллекторов.

Очень важно также характеризовать пустотные пространства коллекторов, поскольку именно там находятся те углеводороды, которые мы можем добывать. В традиционных коллекторах поры достаточно большие — от доли миллиметра до миллиметра и иногда больше. А в нетрадиционных коллекторах характерные размеры пор существенно меньше. Очень часто они измеряются нанометрами, десятками нанометров. Увидеть под микроскопом такие поры и охарактеризовать это пространство практически невозможно. Здесь необходимо применять другие методы, которые редко применяются для традиционных коллекторов. Это рентгеновская томография, которая позволяет увидеть пустотные пространства пород. Во многих случаях этого недостаточно, поскольку разрешающая способность этого метода примерно один микрон, а поры внутри зерен керогена могут быть в нанометровом диапазоне. Поэтому нужно идти глубже и применять методы электронно-ионной микроскопии, чтобы описать пустотное пространство внутри зерен керогена.

Мы имеем оборудование, которое позволяет измерять пористость и проницаемость пористых, но почти непроницаемых нетрадиционных коллекторов. Для этой цели есть нанопермеаметры различного типа. У нас есть ЯМР-спектрометр, который позволяет характеризовать пустотные пространства и насыщенность нетрадиционных коллекторов, то есть определять, сколько в них находится нефти и остаточной воды. У нас есть приборы для проведения полного спектра геохимических исследований. Очень важны пиролитические методы, пиролизер, который позволяет определить, сколько углеводородов находится в породе, сколько керогена, какая его часть и при каких условиях, с какой скоростью может быть преобразована в жидкие и газообразные углеводороды. У нас есть очень мощный прибор — это сочетание пиролизера, двумерной хроматографии и времяпролетного масс-спектрометра, который позволяет определить состав жидких и газовых компонентов, находящихся в породе, и продукты термического разложения керогена.

Проведя такой комплекс исследований, мы обладаем полным набором данных, чтобы понять, с каким органическим веществом мы имеем дело. А имея эту информацию, мы можем предложить методы геофизического исследования скважин и интерпретации скважинных исследований, чтобы определить, какие интервалы в данных пластах нефтематеринских пород являются продуктивными и какие можно разрабатывать. А также, имея этот комплекс методов, мы можем планировать разработку данных месторождений. Например, если мы имеем дело со зрелым органическим веществом, то нефть находится в составе пласта, и нужна технология, которая называется многостадийный ГРП — гидроразрыв пласта на горизонтальных скважинах. В ходе него бурится горизонтальная скважина и проводится операция ГРП, которая создает сеть искусственных трещин. Это облегчает сбор углеводородов, которые находятся в пласте, в добывающую скважину. Также мы думаем над тем, как применять другие методы, когда речь идет о незрелом органическом веществе, на которое можно подействовать теплом, искусственно генерировать образование углеводородов в пласте.

Таким образом, проводя наши исследования, мы готовим технологическую базу для новых технологий разведки и добычи нетрадиционных углеводородов, которые уже сейчас необходимы нефтегазовой индустрии и будут все больше необходимы в будущем.