Сланцеві відклади, ущільнені породи-колектори, колектори центрально басейнового типу узагальнена характеристика та відмінності з точки зору перспектив нафтогазоносності.

Сланцеві відклади	Ущільнені породи колектори	Колектори центрально-басейнового типу
Типи порід, мінералогічний склад
Основними типами порід, що містять «сланцевий» газ, є глинисті та алевролітові сланці різного мінерального складу. Головними мінералами таких порід є монтморилоніт, каолініт, хлорит, гідрослюди, кварц, опал, карбонати; трапляються рудні мінерали та бітуми.	Ущільнені пісковики і алевроліти	Ущільнені теригенні, глинисті та карбонатні породи
Форми залягання та розповсюдження по площі
Газ сланцевих міститься в нафтоматеринських породах який зберігся на місці генерації та не мігрував у традиційний колектор. Газ сланцевих товщ може знаходитись у породі у вільному, та сорбованому стані. У вільному стані газ може знаходитись як у закритих мікропорах так і в природних тріщинах. На відміну від традиційних скупчень природного газу, які утворюють у породі-колекторі суцільну фазу, сланцевий газ є переважно розсіяним газом. Великі території поширення басейнів (у Сша від 13000 до 113000 км^2, відносно великі товщини пластів порід-колекторів (десятки, до сотень метрів). Утворення розглядаеться з біогенної позиції формування вв та глибинною дегазацією.	Залягають поодинокими пластами товщиною від частки метра до декількох десятків метрів, так і масивними утвореннями піщано-глинистих порід з прошарками аргілітів, карбонатів тощо. Поширені дуже нерівномірно по латералі і в розрізі. У межах локальних об’єктів низькопористі породи виповнюють як окремі структурні елементи – пласти, прошарки, лінзи, так і в різних просторових співвідношеннях контактують з високопористими. Узгоджене залягання високо- і низькопроникних колекторів у межах пластового чи масивного покладу є оптимальним для вироблення запасів низькопористої частини покладу. Неузгоджене залягання відображає зміну ємнісно-фільтраційних властивостей порід по латералі.	Глибоко занурені товщі осадових порід в центральних прогинах басейнів, регіонально поширені і за розмірами зіставляються з розмірами басейну. Вони можуть мати площу в декілька сотень тисяч км^2 та товщину до 5км. Резервуарами є зони з покращеними колекторськими властивостями, що мають вигляд поодиноких пластів або потужних (до 1000 м) шаруватих товщ. Поклади в традиційних антиклінальних або літолого-стратиграфічних пастках можуть існувати, але в даному випадку вони будуть частинами мегаскупчення газу ЦБ типу. Скупчення газу є сингенетичними відкладам, що їх містять.
Глибини залягання продуктивних відкладів
2000-4000м (450-2000м у США)	До 4000 м	Від 300 до 4500 м
Вміст органічних речовин
Вміст ОР повинен становити більше 1% Сланці з високим вмістом ОР (понад 10%) зустрічаються у вигляді дрібних лінз і невитриманих по простяганню прошарків або шарів товщиною від декількох сантиметрів до декількох метрів ІІ-й тип керогену		0,7-0,8% до 1,3% і вище
Характеристика за даними відбивальної здатності вітриніту
R0 повинен становити більше 1,2%	-	R0 0,6 -1,3%
Стадія вуглеводневих перетворень
Ступінь катагенезу не перевищує градацій МК4-АК1, а переважно характеризуються ПК-МК3	МК	МК2-3
Тиски
	Наявність НГПТ	Знаходяться під рівнем аномально високих пластових тисків та аномально високих пластових температур
Пористість і проникність
Відкрита 0,5-2,5%,загальна 1-5%;пористість 0,5-6%(США); відкрита 9,9 до 1,7 %; Кп=1,9-2,1% Кпр<0,001×10^-15м^2 пористість від 1% до 5-6% Коефіцієнт проникності менший ніж 0,001мкм^2×10^-3 Абсолютна 0,012-0,046×10^-15м^2	В межах 1,3-8%, зрідка 10-12%, проникність менше 0,1×10^-3 мкм^2,3-7мД	Пористість 3-5%, проникніст 500-0,0005 мд (часто менше 0,1 мд). Пористість вторинна
Склад газу
Основними складовими газів є метан (75-90% -96% сумарного вмісту) та його гомологи (до 48%), СО2 (до 65%), азот (N2 до 42%), присутні також H2, CO2, He, H2S.	метан
Контакти
Газоносною є товща, не обов'язково обмежена газоводяним контактом		Відсутній газо-водяний контакт, наявність екрануючих товщ (евапоритові, глинисті) Характерна маловодність розрізу
Перспективні відклади
ДДз (потужні сланцеві девонсько-кам'яновугільні товщі) Волино-Подільський регіон морські глибоководні відклади кембрійю, силуру й ордовику	Західний нафтогазоносний регіон (нафтогазоносна область Складчастих карпат Пісковики олігоцену). На Волино-Поділлі газ ущільнених колекторів слід пов'язувати з відкладами кембрію Львівського палеозойського прогину і пд.-зх. частини Волино-Подільської монокліналі. Східний регіон відклади середнього карбону пд.-сх. частини ДДз.	Східний нафтогазоносний регіон – ДДз – повністю відповідає категорії глибинних родовищ центрально-басейнового типу. Основні перспективи ДДЗ на ЦБ газ пов`язуються нами з відкладами турнейсько -нижньовізейського, верхньовізейського, серпухівського, середньокам`яновугільного та нижньопермсько - верхньокам`яновугільного продуктивних комплексів Борти ДДЗ безперспективні на ЦБ газ у зв`язку з відсутністю тут маловодної зони та порід, перетворених до стадії МК3. Немає тут також і АВПТ. Винятком є ділянка на північній окраїні Донбасу, де такі умови є.
	Спосіб видобування
Горизонтальні і вертикальні свердловини, гідророзрив	Горизонтальні і вертикальні свердловини, гідророзрив	Горизонтальні і вертикальні свердловини, гідророзрив

Література:

Т.М. Пригаріна, Б.П.Кабишев Міністерство екології та природних ресурсів України УкрДГРІ, Чернігів, 2002 р

Національна академія наук України Геологія геохімія горючих копалин 1-2 (154-155), Львів-2011

Національна академія наук України Геологія геохімія горючих копалин 3-4 (156-157), Львів-2011

Геолог України №3 (31) липень-вересень, 2010

Нафтова і газова промисловість 3/2012

Дата добавления: 2015-10-13