- алевроліти, рітміти; 4 - горючі сланці; 5 - чорні сланці; 6 - сапропеліти, буре вугілля; 7 - кам'яні вугілля; 8 - кордон зон прото- і мезокатагенеза; 9 - фронт глибинної гідрогеологічної інверсії; 10 - струменевий міграція глибині метану; 11 - міграція водорозчинений метану; 12 - зона нерівномірної гідрофобізації порід - інтенсивного газонакопичення в TGR.
Характеристики колектора, що визначають газоносність сланців
. Зміст глин. Сланець є гірською породою, яка складається з глинистих і негліністих мінералів (кварцу і польових шпатів). Зміст глин в газосодержащіх сланцях не повинно перевищувати 50%, інакше сланець буде схильний пластичним деформацій, а значить, не зможе утворювати тріщини, які є основними шляхами міграції газу, тобто визначають його проникність.
2. Кількість органічної речовини (ОР). Воно повинно перевищувати 1%, щоб генерувати промислові газові скупчення.
. Ступінь зрілості ОВ в сланцях, яка в більшості випадків визначається за відбивної здатності вітриніту - мікроскопічних залишків вищої рослинності. Вона виражається в у.о. і позначається символом R 0. Масова генерація газових вуглеводнів (УВ) - головна зона газоутворення - фіксується значеннями R 0 більше 1,3 (рис.2.2.).
Рис. 2.2. Генерація УВ і стадії літогенезу [15]
Пористість. Вона повинна становити не менше 3%, для того щоб сланець містив достатні для розробки обсяги газу. Пори мають різні форми і розміри (рис.2.4) .Что ж стосується загальної пористості, то вона залежить від інтенсивності літіфікаціі. Для глинистих відкладень з незначним вмістом карбонатів і мінералів вільного SiO 2 загальна пористість контролюється переважно ступенем катагенетіческого ущільнення. Для чистих глин (діагенез-протокатагенез) вона знаходиться в межах 20-40%, для ущільнених глин (МК 1) знижується до 10-15%, для аргиллітоподібної глин (МК 2) - 2-10%, для аргілітів (МК 3 -МК 4) - 3-5%, для аспідних сланців і філлітов (апокатагенез - метагенез) - менше 3% [24]. При вмісті в глині ??органічної речовини понад 1-2% динаміка зміни пористості при катагенетіческом ущільненні істотно змінюється, що визначається інтенсивністю газогенерації.
У сланцях нафту і газ в основному генеруються термогенним способом, тобто при розщепленні (крекінгу) органічної речовини або вторинному крекінгу (розщепленні) нафти. Відносно покладів природного газу можливий їх біогенний генезис, а також різні варіанти змішаного або гібридного походження.
Термогенний генезис нафти і газу асоціюється зі зрілим органічною речовиною, яке піддавалося дії відносно високих температури і тиску, необхідних для того, щоб відбувалася генерація вуглеводнів [7]. За інших рівних умов, більш зріле органічна речовина має генерувати більшу кількість геологічних ресурсів нафти і газу, ніж менш зріле органічну речовину.
Відомі в даний час промислові колектори сланцевих газів представлені різноманітними типами сланцевих пластів.
3. Сланцеві ресурси Росії
За даними EIA на 10 червня 2013 Росія знаходиться на 9 місці за технічно вилученими запасами сланцевого газу (285 ТКФ) (рис.3.1.).
Рис.3.1. Топ 10 країн з технічно вилучаються запасами сланцевого газу (EIA, 2013)
Оцінка EIA ресурсів сланцевого газу і сланцевої нафти Росії головним чином грунтується на сланцях верхньої юри баженовской свити в Західно-Сибірському басейні (рис.3.2.). Це органічно багаті крем'янисті сланці, що є головною нефтематерінскіх свитою для звичайного газу і нафти видобуваються в Західно-Сибірському басейні. Також EIA розглядала і інші басейни (наприклад, Тимано-Печорський), але публічно доступної інформації для кількісної оцінки ресурсів було недостатньо [16].
Рис.3.2. Передбачувані басейни сланцевого газу і сланцевої нафти в Росії (ARI, 2013)
Ресурси сланцевого газу в баженовскіх сланцях оцінюються в 1920 ТКФ, з них 285 ТКФ - технічно витягувані (рис.3.3.). Ресурси сланцевої нафти оцінюються в 1234 млрд. Барелів і з них технічно видобутих - 74600000000. Барелів.
Західно-Сибірський басейн є найбільшим нафтогазоносним басейном у світі. Розташований у межах Західно-Сибірської рівнини на території Тюменської, Омській, Курганської, Томській і частково Свердловській, Челябінській, Новосибірської областей, Красноярського і Алтайського країв Росії. Площа близько 3500000 км?. Нафтогазоносність басейну пов'язана з відкладеннями юрського і крейдяного періодів. Велика частина нафтових і газонафтових покладів знаходиться на глибині 2000-3000 м; газу і газоконденсату - на глибині до 2000 м. Нафта Західно-Сибірського басейну характеризуєт...
