більшій частині Тимано-Печорського басейну, за винятком південно-західної околиці. З термічної зрілістю від 0,6% до 1% ці породи розташовуються, насамперед, в нафтовому вікні. До того ж вміст глини в сланцях менше 10% [23].
Загальна потужність доманікових відкладень коливається в інтервалі від 100 до 300 м. Доманіковая формація схожа з Duvernay формацією в Західній Канаді. В даний час, публічно доступних геологічних і пластових даних недостатньо, щоб підготувати кількісну оцінка ресурсів газу і нафти для доманікових відкладень в Тимано-Печорському басейні [21].
Калінінградська область
У північно-східній частині Балтійського басейну в Калінінградській області EIA оцінює запаси сланцевої нафти в 23 млрд. барелів і запаси сланцевого газу в 20 ТКФ в перспективному районі. З них 1.2 млрд. Барелів нафти і 2 ТКФ сланцевого газу оцінюються в якості технічно видобутих [4].
4. Методологія оцінки запасів сланцевого газу
Описуваний метод оцінки запасів сланцевої нафти і сланцевого газу застосовується Energy Information Administration (EIA). Метод спирається на геологічну інформацію, зібрану з публічно доступних джерел. Це суспільно доступна інформація доповнюється досвідом і напрацюваннями в оцінці родовищ США.
Стадії оцінки
. Визначення перспективної площі для кожної сланцевої газової/нафтової формації.
. Оцінка запасів сланцевого газу і сланцевої нафти на родовищі.
. Розрахунок технічно видобутих запасів сланцевого газу і сланцевої нафти.
Басейн Неукен (Neuquen) в Аргентніне буде використаний для ілюстрації деяких із кроків оцінки ресурсів [4].
Визначення перспективної площі для кожної сланцевої газової/нафтової формації Важливим і складним етапом оцінки ресурсів є встановлення ділянок, які можна вважати перспективними для розробки сланцевого газу і сланцевої нафти. Критерії, використовувані для встановлення перспективних ділянок, включають в себе:
· Умови осадконакопичення. Важливим критерієм є обстановки опадонакопичення сланцю, зокрема, чи має цей сланець морське або неморському походження. Морські сланці, як правило, мають низький вміст глини і високий вміст тендітних мінералів, таких як кварц, польовий шпат і карбонати. Тендітні сланці позитивно реагують на гідравлічну стимуляцію. Сланці накапливающиеся не в морських (озерних або річкових) обстановках мають більш високий вміст глини, є більш пластичними і менш чутливими до гідравлічної стимуляції.
· Глибина залягання. Глибина залягання перспективних відкладень повинна бути більш ніж 1000 м, але менше ніж 5000 м. Область з глибиною менше 1000 м має низьке пластовий тиск, який не зможе забезпечити рух флюїду по капілярах. Крім того, пласти, що залягають нижче 1000 м, найімовірніше, мають високий вміст пластової води. Пласти, розташовані на глибині нижче 5000 м, швидше за все, будуть мати низьку проникність і витрати на буріння свердловин будуть невиправдано великими.
· Загальний вміст органічної речовини (TOC) .Средний ТОС перспективній галузі повинен бути більше, ніж 2%. Так ТОС в Marcellus Shale в New York за даними гамма каротажу перевищує 5% (рис.4.1.).
Рис.4.1. Зв'язок гамма-каротажу і TOC.
· Термічна зрілість. Термічна зрілість визначає ступінь перетворюванності органічної речовини. Показник відбиття вітриніту (Ro) використовується як показник термічної зрілості. Ro перспективної площі повинно бути більше 0,7%, але менше 1%. Жирний газ і конденсат перспективних зон мають Ro між 1% і 1,3%. Області сухого газу мають Ro більше 1,3%.
Географічне положення. Як правило, перспективний район буде містити ряд областей з більш високою якістю сланцевого газу і сланцевої нафти, в тому числі геологічно сприятливих, з високою концентрації ресурсів і ряду областей з більш поганими умовами для подальшої розробки.
Нарешті, басейнам сланцевого газу і сланцевої нафти, які мають дуже високий вміст глини і/або мають дуже високу геологічну складність, присвоюється високий фактор ризику і вони виключаються з оцінки ресурсів. При подальшому розвитку технології видобутку або в інших економічних умовах може відбутися включення цих басейнів в оцінку ресурсів.
Оцінка запасів сланцевого газу і сланцевої нафти на родовищі (OIP/GIP). Нафта на родовищі (OIP). Розрахунок нафти для даної площі контролюється в основному двома основними характеристиками - товщиною чистих органічно багатих сланців і пористістю заповненої нафтою. Крім того, тиск і температура регулюють об'єм газу в пластової нафти, який визначається об'ємним коефіцієнтом плас...
