WWW.NEW.PDFM.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Собрание документов
 

«ОСИПОВ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА (БЕЛЬСКАЯ ВПАДИНА) НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ГЕОХРОНОТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИР ...»

На правах рукописи

ОСИПОВ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО

ПРОГИБА (БЕЛЬСКАЯ ВПАДИНА) НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА

ГЕОХРОНОТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И

БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2013

Работа выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор по кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Ермолкин Виктор Иванович

Официальные оппоненты: Ступакова Антонина Васильевна - доктор геологоминералогических наук, профессор по кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых, МГУ имени М.В.Ломоносова, заведующая кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых, профессор Карнаухов Сергей Михайлович - кандидат геологоминералогических наук, ЗАО «Газпром ЭП Интернейшнл», советник генерального директора



Ведущая организация: ОАО «Оренбургский научно-исследовательский и проектный институт нефти» (ОАО «ОренбургНИПИнефть»)

Защита состоится 26 ноября 2013 года в 15.00 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, д. 65, корпус 1, аудитория 232 .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» .

Автореферат разослан 24 октября 2013 года .

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук Леонова Е.А .

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Оренбургская область, где к настоящему моменту открыто порядка 250 месторождений углеводородов (УВ), является одним из ведущих нефтегазодобывающих регионов России .

Несмотря на значительную обеспеченность разведанными запасами (при текущих уровнях добычи – около 35 лет по нефти и 45 лет по газу [Соловьев Б.А. и др., 2010]), уже сейчас перед недропользователями региона стоит задача организации поисково-разведочных работ на слабоизученных территориях. Здесь в перспективе возможны открытия, позволяющие улучшить структуру запасов и обеспечить поддержание текущих уровней добычи .

В качестве такого перспективного объекта может рассматриваться Бельская впадина Предуральского прогиба, где к настоящему моменту открыто лишь 8 месторождений УВ: нефтяные – Западно-Рождественское и Тавакановское, нефтегазоконденсатные – Совхозное и Рождественское, и газоконденсатные – Акобинское, Староключевское, Теректинское и Южно-Оренбургское .

Современные оценки ресурсов углеводородов Предуральского прогиба базируются на геологических моделях его строения и нефтегазоносности, созданных по результатам региональных и поисковых работ, выполненных, главным образом, в конце прошлого столетия и нуждаются в пересмотре и обновлении на основании новых геолого-геофизических и геохимических данных и современных технологий .

В настоящей работе предпринята попытка обобщить имеющийся геологогеофизический и геохимический материал, и на основе накопленных данных, с помощью современных технологий, дать научно-обоснованную оценку перспектив нефтегазоносности подсолевого комплекса отложений исследуемой территории .

Цель исследований заключалась в оценке перспектив нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе комплексного анализа геологических, геохимических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления и бассейнового моделирования .

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

Определение, на основе обобщения и анализа материалов, особенностей 1 .

геологического строения и нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба .

Изучение нефтегазоматеринских свойств осадочных отложений 2 .

подсолевой части разреза и обоснование вероятных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) на основании результатов геохимических исследований органического вещества (ОВ) пород .

Реконструкция хронотермобарических условий методом численного 3 .

бассейнового моделирования с целью выявления степени катагенетического преобразования ОВ НГМТ и установления времени их вхождения в главные зоны нефте- и газообразования .

Оценка генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород, 4 .

включая прогноз фазового состава флюида .

Численное моделирование генерационно-аккумуляционных 5 .

углеводородных систем (ГАУС) с целью реконструкции геологических событий:

установления периодов формирования НГМТ, резервуаров, покрышек, ловушек и др., а также периодов генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ .

Оценка перспектив нефтегазоносности разреза осадочного чехла и 6 .

обоснование основных направлений по ведению геологоразведочных работ (ГРР) в пределах южной части Предуральского прогиба .

Научная новизна работы. Для оценки перспектив нефтегазоносности осадочного разреза южной части Предуральского прогиба впервые была применена технология бассейнового моделирования, в результате чего построена трехмерная геологическая модель исследуемого объекта. В рамках настоящей работы моделировались четыре генерационно-аккумуляционные углеводородные системы, соответствующие нефтегазоносным комплексам (НГК) южной части Предуральского прогиба - нижнедевонско-франскому, франско-турнейскому, визейско-башкирскому и нижнепермскому .

С целью идентификации в разрезе осадочного чехла нефтегазоматеринских толщ, а также оценки их количественных и качественных характеристик образцы пород со скважин впервые для данного региона были исследованы с применением экспресс-метода Для установления степени катагенетического Rock-Eval .

преобразования органического вещества пород были проведены работы по определению отражательной способности витринита .

Проведенные исследования позволили произвести расчеты продуктивности НГМТ нижнедевонско-франского, франско-турнейского, визейско-башкирского и нижнепермского НГК, создать прогнозную модель нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба, ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности по каждому НГК, а также определить перспективные направления ведения геологоразведочных работ на нефть и газ в южной части Предуральского прогиба .

В работе защищаются следующие основные положения:

Анализ результатов комплексного геохимического исследования с 1 .

применением современных методик (Rock-Eval) позволил установить, что в пределах южной части Предуральского прогиба нефтегазоматеринскими свойствами обладают отложения живетского, франского, турнейского, визейского, среднепозднекаменноугольного, ассельского и сакмаро-артинского возрастов .

Установлено, что очаг генерации для изученных генерационноаккумуляционных углеводородных систем начал формироваться в южной части Бельской впадины: для нижнедевонско-франской и франско-турнейской ГАУС – в раннетриасовое время, а для визейско-башкирской и нижнепермской ГАУС – в позднетриасовый период .

3. Соотношение времени образования ловушек и времени генерации, миграции и аккумуляции УВ было благоприятно для всех изученных генерационноаккумуляционных углеводородных систем. Основные элементы (нефтегазоматеринские породы, породы-коллекторы, породы-покрышки, ловушки) всех исследованных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем были сформированы к концу пермского периода. При этом интенсивная генерация и последующая эмиграция УВ из материнской породы происходила в более поздний период – начиная с триасового времени .

4. Наиболее перспективным районом в пределах изучаемой территории является южная часть Бельской впадины, где скопления углеводородов прогнозируются во всех четырех изученных нефтегазоносных комплексах:

нижнедевонско-франском, франско-турнейском и визейско-башкирском и нижнепермском. В пределах северной части Бельской впадины основные перспективы связываются с нижнедевонско-франским, франско-турнейским и визейско-башкирским НГК. Перспективы нижнепермского НГК существенно снижены из-за высокого риска ненаполнения ловушек на большей части территории .

Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании прогноза нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба, что позволило ранжировать изучаемую территорию по каждому НГК по степени перспективности и составить карты прогноза нефтегазоносности с определением перспективных направлений ГРР на нефть и газ .

Выводы и рекомендации по проведенной работе приняты к внедрению Департаментом по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» и, кроме того, могут быть полезны для недропользователей, работающих в регионе для обоснования геологоразведочных работ в пределах южной части Предуральского прогиба .

Результаты проведенных исследований используются также в учебном процессе студентами, бакалаврами и магистрантами геологических специальностей и направлений подготовки .

Публикации и апробация работы. Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались на Губкинских чтениях XIX «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011 г.); на Третьей международной научно-практической конференции для геологов и геофизиков «Проблемы и достижения нефтегазовой геологии» (Калининград, 2013 г.); и изложены в 8 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций .

Фактический материал. Для проведения комплекса геохимических исследований (пиролиз методом Rock-Eval, химико-битуминологический анализ, определение концентрации Сорг кулонометрическим методом на экспресс-анализаторе АН-7529, измерение величины отражательной способности витринита) был использован керновый материал (274 обр.), предоставленный автору НПФ «Оренбурггазгеофизика» (г. Оренбург). Лабораторные исследования были выполнены в учебно-исследовательской лаборатории «Геохимии углеводородов» кафедры Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа, в отделе «Геохимических методов прогноза нефтегазоносности и охраны окружающей среды» ФГУП «ВНИГНИ», а также в лаборатории «Комплексных физических исследований пород»

ОАО «ИГиРГИ» .

Интерпретация результатов лабораторных исследований выполнена автором с использованием классификаций, предложенных американским геохимиком К.Е .

Петерсом [Peters K.E., 1994], а также Н.Б. Вассоевичем и Г.Т. Филиппи (1969 г.) .

В качестве фактического материала для создания геологической модели были использованы региональные структурные карты южной части Предуральского прогиба, скважинные данные (литологическое описание керна, замеры температур и др.), геохимическая характеристика ОВ пород, а также опубликованные и фондовые материалы РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Оренбургская Проектная Компания», НПФ «Оренбурггазгеофизика», ОАО «ИГиРГИ» и др .

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Общий объем работы составляет 118 страниц, включая 56 рисунков и 8 таблиц. Библиографический список включает 100 наименований .

Благодарности. Автор глубоко признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Ермолкину Виктору Ивановичу за предоставленную возможность совместной работы, за возможность использования личного материала, а также за постоянную и разностороннюю помощь в ходе работы по подготовке диссертации .

Благодарность за всестороннюю поддержку в ходе выполнения диссертационной работы автор выражает заведующему кафедрой Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа, доктору геолого-минералогических наук, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу, а также всему коллективу кафедры .

Особую благодарность автор выражает д.г.-м.н. Дахновой М.В. (зав. отделом «Геохимических методов прогноза нефтегазоносности и охраны окружающей среды»

ФГУП «ВНИГНИ»), а также сотрудникам отдела «Нефтегазовой геологии и бассейнового моделирования» ОАО «Союзморгео» – Горбунову А.А., к.г.-м.н .

Лавреновой Е.А. и Кругляковой М.В. – за ценные консультации и замечания при выполнении настоящей работы .

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 «Особенности геологического строения и нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба» на основе анализа обширного материала приводится характеристика района исследований, включающая литологостратиграфическое описание пород осадочного чехла, тектоническое строение, нефтегазогеологическое районирование территории, описание нефтегазоносных комплексов .

В изучение геологического строения и нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба существенный вклад внесли работы Вотинцевой Н.С., Галимова А.Г., Денцкевича И.А., Леонова Г.В., Макаровой С.П., Новицкого Ю.В., Политыкиной М.А., Судоргиной В.М., Тюрина А.М., Фоминой Г.В., Шпильмана И.А., Яхимович Г.Д. и других исследователей .

В тектоническом отношении Бельская впадина занимает самое южное положение среди впадин, осложняющих Предуральский прогиб. На западе она примыкает к юго-восточной окраине Волго-Уральской антеклизы (где в структурнотектоническом отношении выделяются Соль-Илецкий свод и Восточно-Оренбургское сводовое поднятие), на востоке ограничена Уральским складчатым поясом и на юге раскрывается в Прикаспийскую синеклизу. Такое местоположение впадины, а также широкое развитие соляной тектоники, значительная глубина погружения большей части палеозойского осадочного чехла, наличие многочисленных тектонических нарушений, существенные различия полноты разреза, мощностей и литологического состава слагающих разрез толщ предопределили сложность геологического строения исследуемой территории .

Породы кристаллического фундамента в пределах южной части Предуральского прогиба бурением не изучены. Представлены они предположительно архей-раннепротерозойскими образованиями. Глубина залегания фундамента по данным геофизических исследований [Бокова Р.К., 2005; Пятаева Л.А., 2008] оценивается от 8 км на севере изучаемой территории до 17 км на юге. В целом для прогиба характерно погружение поверхности фундамента в южном и восточном направлениях .

В осадочном чехле, включающем отложения от ордовикских до четвертичных, выделяются три структурно-тектонические зоны: внешнего, западного борта, представленная субмеридиональной полосой рифовых массивов; осевая зона, характеризующаяся как наиболее погруженная; и зона внутреннего, восточного борта, в пределах которой широкое развитие получили взбросо-надвиги, осложненные приразломными валами, имеющими преимущественно субмеридиональное и северо-западное простирание. Наряду с меридиональной отмечается и субширотная расчлененность впадины .

В настоящее время в пределах южной части Предуральского прогиба открыто 8 месторождений УВ. Пять месторождений (нефтяное Западно-Рождественское, нефтегазоконденсатное Рождественское и газоконденсатные Теректинское, Староключевское, Южно-Оренбургское) расположены в пределах западного борта Бельской впадины, на восточном продолжении Соль-Илецкого свода. В северной части Оренбургской области, на границе с республикой Башкирия, открыты нефтяное Тавакановское, контролируемое взбросо-надвиговым тектоническим нарушением, и нефтегазоконденсатное Совхозное, приуроченное к области развития нижнепермских рифов, месторождения. В южной части прогиба выявлено газоконденсатное Акобинское месторождение, приуроченное к субмеридионально-ориентированной линейной структуре. По величине запасов все месторождения относятся к классу мелких .

Нефтегазоносность установлена в окско-башкирском и нижнепермском нефтегазоносных комплексах .

На основании изложенных в главе 1 сведений о геологическом строении и нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба была сформирована геологическая модель района исследований (рис. 1) .

Рис. 1. Геологическая модель южной части Предуральского прогиба

В главе 2 «Геохимическая характеристика нефтегазоматеринских толщ южной части Предуральского прогиба» приведены результаты и дана интерпретация комплексных геохимических исследований органического вещества образцов разновозрастных палеозойских пород из скважин Акобинская 172, Кзылобинская 162, Корниловская 150, Вершиновская 501, Чиликсайская 35 и Нагумановская 1 .

Результаты исследований образцов керна скважины Акобинская 172 (забой 5301 м, C2b) позволили выделить нефтегазоматеринскую пачку пород C2m-C3+P1a возраста (интервал глубин 5203,2-5206,4 м), сложенную аргиллитами и породами глинисто-доломитового состава (нерастворимый остаток породы (НОП) – 60-90 %%) .

Пачка характеризуется высоким содержанием Сорг (2,9-6,1 %%) и значениями генерационного потенциала ОВ (S1+S2): 5,6-15,1 мг УВ/г породы. Концентрации хлороформенного битумоида (ХБ «А») в образцах рассматриваемой пачки изменяются от 0,32% до 0,64% .

Величина битумоидного коэффициента (хл) в образцах выделенной пачки не превышает 11%, что характеризует сингенетичный битумоид .

По значениям температуры максимального выхода углеводородов при пиролизе керогена (Тmax = 444-447 оС) и отражательной способности витринита (Rо = показавшим в целом хорошую сходимость результатов, зрелость 0,75%), органического вещества пород выделенной пачки соответствует градации катагенеза в главной зоне нефтеобразования (МК2) .

По величинам водородного индекса можно заключить, что образцы пород рассматриваемого интервала содержат кероген II / III (HI = 232-234 мг УВ / г Сорг) и III (175 мг УВ / г Сорг) типов .

Таким образом, выделенную материнскую пачку по углеводородногенерационному потенциалу можно отнести к хорошей (по К.Е. Петерсу) (рис. 2) .

Остальные изученные образцы, представленные преимущественно карбонатными породами с низким содержанием глинистой составляющей, обеднены Сорг, значения которого не превышают 0,5% .

По результатам интерпретации геохимических параметров, полученных по скважине Кзылобинская 162 (забой 5000 м, С1s), расположенной в юго-западной части Бельской впадины, выделяются три нефтегазоматеринские пачки (рис. 3) .

В отложениях C2m-C3 возраста (глубина 4791,2-4794,3 м) выделена нефтегазоматеринская (кероген II / III и III типов), удовлетворительная по углеводородно-генерационному потенциалу, пачка, представленная чередованием маломощных прослоев аргиллитов и доломитов глинистых. Значения Сорг в образцах пород, выделенной пачки, изменяются от 0,69 до 5,25 %%, а показатель S 1+S2 – от 1,86 до 17,47 мг УВ/г породы. Значения концентрации ХБ «А» составляют от 0,16 до 0,32 %%. Зрелость ОВ пород рассматриваемой пачки соответствует градации катагенеза в главной зоне нефтеобразования (МК2) .

Рис. 2. Фрагмент геохимического разреза скважины Акобинская 172:

1 – известняки; 2 – доломиты; 3 – аргиллиты; 4 – известковистость; 5 – глинистость; 6

– хорошие нефтегазоматеринские толщи (по Петерсу К.Е., 1994 г.); 7 – породы, обедненные Сорг; 8 – отсутствие определений .

К отличной (по К.Е. Петерсу), содержащей кероген II типа, о чем можно судить по величинам водородного индекса (342-405 мг УВ/г Сорг), можно отнести пачку пород C2m-C3+P1a возраста (глубина 4786,2-4790,2 м), представленную чередованием маломощных прослоев аргиллитов и глинистых доломитов (НОП – 35-84 %%) .

Значения Сорг изменяются от 5,41 до 11,98 %%, S1+S2 – от 22,92 до 51,14 мг УВ/г породы. Содержание хлороформенного битумоида варьирует от 0,64 до 2,5 %%, что соответствует 6 классу (очень высокое) по классификации Н.Б. Вассоевича и Г.Т .

Филиппи. Учитывая значения Tmax (от 439 до 444 оС) и Ro (0,65% в образце с глубины 4786,74 м) можно сделать вывод, что ОВ пород рассматриваемой пачки находится на границе МК1-МК2 .

В интервале глубин 4736,7-4743,2 м выделена пачка пород P1s-ar возраста, сложенная мергелями известково-доломитовыми с прослоями известняков (НОП – 23,5-85 %%), с повышенным содержанием Сорг (2,5-10,8 %%) и с большими

Рис. 3. Фрагмент геохимического разреза скважины Кзылобинская 162:

1 – известняки; 2 – доломиты; 3 – мергели; 4 – аргиллиты; 5 – ангидриты; 6 – известковистость; 7 – глинистость; 8-10 – характеристика НГМТ по К.Е. Петерсу (1994 г.): 8 – отличные нефтематеринские толщи; 9 – хорошие нефтегазоматеринские толщи; 10 – удовлетворительные нефтегазоматеринские толщи; 11 – породы, обедненные Сорг; 12 – отсутствие определений .

значениями параметра S1+S2 (2,11-38,57 мг УВ/г породы). По углеводородногенерационному потенциалу материнскую пачку можно отнести к хорошей. Степень катагенеза ОВ пород рассматриваемой пачки – МК1-МК2. Об этом свидетельствуют значения Tmax образцов (от 439 до 444 оС) и показатели отражения витринита в образцах с глубин 4740,9 м и 4743,4 м (0,63 и 0,65 %%, соответственно). По величинам HI можно предположить, что образцы рассматриваемой пачки содержат кероген II и II / III типов .

По результатам исследования образцов пород скважины Корниловская 150 (забой 5710 м, С1v), расположенной в южной части Бельской впадины, следует заключить, что в подавляющем большинстве образцов отмечаются низкие значения органического углерода ( 0,5 %) и параметров S1 ( 0,11 мг УВ/г породы) и S2 ( 0,14 мг УВ/г породы). Исследованные породы характеризуются высокой карбонатностью и низким содержанием глинистой составляющей .

Повышенным содержанием Сорг (1,2-2,9 %%) отличаются несколько пачек пород возраста C2b. В обогащенных органическим веществом образцах пород значения параметров S1 и S2 варьируют от 0,21 до 0,73 мг УВ/г Сорг и от 0,48 до 2,22 мг УВ/г Сорг, соответственно. Однако ввиду высокой степени катагенетического преобразования органического вещества изученных пород (T max 465 оС), а также вследствие того, что образцы пород скважины Корниловская 150 исследованы исключительно методом Rock-Eval, выделение в разрезе скважины материнских пород преждевременно .

Таким образом, анализ результатов комплексного геохимического исследования палеозойских отложений позволяет заключить, что в пределах южной части Предуральского прогиба хорошим (по классификации К.Е. Петерса, 1994 г.) нефтегазоматеринским потенциалом обладают отложения C2m-C3+P1a возраста (тип керогена – II и II / III) и сакмаро-артинские отложения (тип керогена – II / III) .

Степень катагенетической преобразованности органического вещества изученных пород свидетельствует о том, что исследованные отложения уже вступили в главную зону нефтеобразования .

В сопредельной части Соль-Илецкого свода возможные нефтегазоматеринские толщи, выделенные в разрезах скважин Вершиновская 501, Нагумановская 1 и Чиликсайская 35 по результатам интерпретации комплексного геохимического исследования, находятся в главной зоне генерации газа (отложения ассельского яруса нижнепермской системы, визейского и турнейского ярусов нижнекаменноугольной системы, франского яруса верхнедевонской системы и живетского яруса среднедевонской системы) .

Данные геохимического анализа пород из скважин Предуральского прогиба дополнены материалами по прилегающей части Соль-Илецкого свода ввиду того, что по доорогенным комплексам пород рассматриваемая территория представляет собой погруженную окраину Восточно-Европейской платформы и в целом указанные отложения рассмотренных тектонических элементов близки по своим характеристикам .

В главе 3 «Термобарические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах южной части Предуральского прогиба»

рассмотрены результаты реконструкции термобарических условий методом численного бассейнового моделирования с целью установления времени вхождения выделенных НГМТ в главные зоны нефте- и газообразования, а также вопросы выявления и эволюции очагов генерации УВ .

Проведенные исследования позволяют сделать выводы о степени преобразованности ОВ выделенных нефтегазоматеринских толщ .

Так, идентифицированные в отложениях девона НГМТ живетского возраста (нижнедевонско-франская ГАУС) в пределах северной и средней частей Бельской впадины к настоящему времени находятся на стадии генерации нефти (вступили в «нефтяное окно» в позднетриасовое время). В южной части исследуемой территории рассматриваемые отложения к началу триасового времени вступили в главную зону нефтеобразования, а к началу среднеюрского периода уже вошли в главную зону генерации газа .

Степень преобразованности ОВ франских и турнейских отложений (франскотурнейская ГАУС) на большей части исследуемой территории соответствует градации «нефтяного окна» (начало нефтегенерации соответствует позднетриасовому периоду), лишь на юге и юго-востоке, на границе с передовыми складками Урала, нефтегазоматеринские породы находятся в условиях преимущественной генерации газа (начало газогенерации соотносится со среднеюрским периодом) .

Характер распределения областей зрелости ОВ НГМТ двух рассмотренных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем – нижнедевонско-франской и франско-турнейской – в целом схож, однако для нефтегазоматеринских пород франско-турнейской ГАУС отмечается уменьшение областей преимущественной генерации газа .

Визейские отложения нижнекаменноугольной системы (визейско-башкирская ГАУС) отличаются существенной неоднородностью уровня зрелости ОВ. В пределах западного борта прогиба ОВ выделенных нефтегазоматеринских пород незрелое. На юге и в пределах восточного борта прогиба рассматриваемые отложения находятся в условиях генерации нефти (время вступления в главную зону нефтегенерации соответствует позднетриасовому периоду), отмечаются отдельные области газогенерации (начало газогенерации соответствует началу позднеюрского периода) .

Нижнепермские нефтегазоматеринские породы (нижнепермская ГАУС) характеризуются тем, что на большей части территории ОВ пород незрелое. Лишь в пределах погруженной, южной, части Бельской впадины НГМТ находятся в области преимущественной генерации жидких УВ (вступили в «нефтяное окно» в позднетриасовое время) .

Проведенные исследования позволили произвести расчеты продуктивности нефтегазоматеринских толщ изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Установлено, что для нижнедевонско-франской и франскотурнейской ГАУС порядка 70% от объема сгенерированных углеводородов к настоящему моменту эмигрировало из нефтегазоматеринской толщи. Для визейскобашкирской и нижнепермской ГАУС количество эмигрировавших из НГМТ углеводородов составляет ~ 40%. В продуктах генерации нефтегазоматеринских толщ для всех изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем преобладают жидкие УВ ( 90%) .

С целью оценки надежности покрышек и степени сохранности залежей было проведено изучение распределения капиллярных давлений во времени .

Современный уровень капиллярных давлений в покрышках нижнедевонскофранской ГАУС в целом невысок и выдерживается в районе 0,4 МПа. При этом более высокие значения параметра отмечаются в погруженных областях исследуемой территории. В процессе погружения бассейна после формирования покрышек капиллярные давления постепенно нарастали, коррелируя с уменьшением пористости в пласте. При этом в различных областях изучаемой территории характер изменения капиллярных давлений во времени не был одинаковым. В наиболее погруженных областях Предуральского прогиба современные уровни капиллярных давлений были практически достигнуты к концу пермского периода. Такой уровень капиллярных давлений в пласте не мог обеспечить надежную сохранность залежей и приводил к перетокам углеводородов в вышележащие отложения. Областью наибольшего риска сохранности залежей являются крайняя южная и крайняя северная части Бельской впадины .

Современный уровень капиллярных давлений в покрышках франскотурнейской ГАУС варьирует от 0.67 до 0.78 МПа. Он был достигнут к концу триаса и концу юры, соответственно. Такой уровень капиллярного давления является достаточным для обеспечения хорошей сохранности залежей. Риска по надежности покрышек для франско-турнейской ГАУС не прогнозируется .

Расчеты капиллярных давлений в покрышках визейско-башкирской ГАУС показали, что значения параметра изменяются в пределах от 4.7 до 4.9 МПа. Этого более чем достаточно, чтобы обеспечить сохранность залежей УВ. Современные уровни капиллярных давлений в пределах исследуемой территории были достигнуты к триасовому времени .

Покрышками нижнепермской ГАУС являются соленосные отложения кунгура .

Характерной чертой эвапоритов является неизменная низкая пористость на протяжении всей эволюции бассейна. Это свойство обеспечивает высокие капиллярные давления и обеспечивает высокую надежность покрышек .

Таким образом, анализ результатов моделирования термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления позволил установить временные интервалы вступления нефтегазоматеринских пород в главные зоны нефте- и газообразования, определить степень реализации их генерационного потенциала, а также оценить надежность покрышек изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем и, соответственно, степень сохранности залежей .

В главе 4 «Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы южной части Предуральского прогиба» приведены результаты моделирования четырех генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (рис. 4), соответствующих НГК Предуральского прогиба: нижнедевонско-франскому, франско-турнейскому, визейско-башкирскому и нижнепермскому .

Проведенные исследования позволили реконструировать геологические события в процессе развития ГАУС (рис. 5): установить периоды формирования НГМТ, резервуаров, покрышек, ловушек, подстилающих и перекрывающих пород, определить периоды генерации, миграции, аккумуляции, консервации УВ, а также критический момент ГАУС (отрезок времени, когда более 50% от теоретически возможного количества углеводородов эмигрировало из очага распространения активных нефтегазоматеринских отложений) .

Анализ результатов исследования показывает, что основные элементы всех изученных ГАУС, включая ловушки, были сформированы к концу пермского периода. При этом интенсивная генерация и последующая эмиграция УВ из материнской породы происходила в более поздний период – начиная с триасового времени. Таким образом, соотношение периода генерации-миграции-аккумуляции и образования ловушек было благоприятным для всех изученных углеводородных систем .

Было установлено, что очаг генерации для изученных генерационноаккумуляционных углеводородных систем начал формироваться в южной части Бельской впадины: для нижнедевонско-франской и франско-турнейской ГАУС – в раннетриасовое время, а для визейско-башкирской и нижнепермской ГАУС – в позднетриасовый период .

Рис. 4. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы южной части Предуральского прогиб Аккумуляция углеводородов происходила в ловушках Предуральского прогиба. Кроме того, как показали исследования, за счет миграции УВ из выявленного очага могли наполняться ловушки, расположенные в пределах восточных частей Соль-Илецкого свода и Восточно-Оренбургского сводового поднятия .

Изученные углеводородные системы характеризуются рядом особенностей, которые определяют различия в их перспективах нефтегазоносности .

Основные отличия обусловлены различной степенью зрелости ОВ НГМТ и уровнем истощенности его потенциала, которые, в свою очередь определяются глубиной залегания нефтегазоматеринских толщ .

Наиболее зрелые ГАУС (нижнедевонско-франская и франско-турнейская) располагаются в нижней части осадочного разреза. Современные глубины залегания НГМТ в пределах очага генерации достигают 6 км и более. Потенциал нефтегазоматеринских толщ почти полностью реализован. Высокая зрелость ОВ обуславливает наличие газа в составе флюида прогнозируемых скоплений Рис. 5. Графики геологических событий нижнедевонско-франской (А), франскотурнейской (Б), визейско-башкирской (В), нижнепермской (Г) ГАУС .

Условные обозначения: 1 - период формирования НГМТ, 2 - период формирования резервуара, 3 - период формирования покрышки, 4 - период формирования перекрывающих пород, 5 - период формирования подстилающих пород, 6 - период формирования ловушек, 7 - период генерации, миграции, аккумуляции, 8 - период консервации, 9 - критический момент .

углеводородов. Значительная площадь очага генерации описываемых ГАУС обеспечивает высокую вероятность наполнения ловушек в пределах всей области исследований .

Таким образом, генерационно-аккумуляционные углеводородные системы нижней части осадочного разреза могут обеспечить значительный углеводородный потенциал, при этом основные перспективы связываются с наиболее погруженными областями Предуральского прогиба, где по результатам исследования прогнозируются крупные скопления жидких углеводородов .

Молодые ГАУС (визейско-башкирская и нижнепермская) располагаются в верхней части подсолевого разреза. Степень зрелости ОВ нефтегазоматеринских толщ этих ГАУС существенно меньше, чем нижележащих, и в пределах выделенного очага генерации, в основном, соответствует уровню «нефтяного окна». Современные глубины залегания НГМТ, как правило, не превышают 5 км .

Невысокая степень зрелости ОВ НГМТ обусловила низкую реализацию ими генерационного потенциала, которая, судя по результатам исследований, не превышает 40% .

Кроме того, относительная молодость нижнепермской ГАУС обусловила ограничение «плеча» латеральной миграции УВ к северу от очага генерации и, как следствие, малую вероятность наполнения пермских ловушек в северной части исследуемой области Предуральского прогиба .

Ввиду вышеперечисленных факторов углеводородный потенциал визейскобашкирской и нижнепермской ГАУС ниже, чем у нижнедевонско-франской и франско-турнейской. Основные перспективы этих (визейско-башкирской и нижнепермской) углеводородных систем связываются с южной частью Бельской впадины .

В главе 5 «Обоснование перспективных направлений ГРР в пределах южной части Предуральского прогиба» на основе анализа созданной прогнозной модели нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (рис. 6), проведено ранжирование изучаемой территории с точки зрения перспектив нефтегазоносности по каждому НГК .

По результатам исследования составлены карты прогноза нефтегазоносности (рис. 7, 8), позволяющие определить перспективные направления ведения ГРР на нефть и газ в пределах южной части Предуральского прогиба .

Наиболее перспективным районом в пределах изучаемой территории является южная часть Бельской впадины, где скопления углеводородов прогнозируются во всех четырех нефтегазоносных комплексах: нижнедевонско-франском, франскотурнейском и визейско-башкирском и нижнепермском .

Рис. 6. Прогнозная модель нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба

В пределах северной части Бельской впадины основные перспективы связываются с нижнедевонско-франским, франско-турнейским и визейскобашкирским НГК. Перспективы нижнепермского НГК существенно снижены из-за высокого риска ненаполнения ловушек на большей части территории .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных исследований позволяют сделать следующие основные выводы:

- Впервые для южной части Предуральского прогиба образцы пород со скважин исследуемого объекта были изучены методом Rock-Eval, что позволило на новом уровне изучить нефтегазоматеринские породы исследуемого района. Анализ результатов исследования позволил установить, что в пределах южной части Предуральского прогиба нефтегазоматеринскими свойствами обладают отложения живетского, франского, турнейского, визейского, средне-позднекаменноугольного, ассельского и сакмаро-артинского возрастов .

- На основе анализа хронотермобарических условий определены временные А Б Рис. 7. Карты прогноза нефтегазоносности нижнедевонско-франского (А) и франскотурнейского (Б) НГК южной части Предуральского прогиба (структурная основа выполнена ООО «Оренбургская проектная компания») А Б Рис. 8. Карты прогноза нефтегазоносности визейско-башкирского (А) и нижнепермского (Б) НГК южной части Предуральского прогиба (структурная основа выполнена ООО «Оренбургская проектная компания») интервалы вхождения нефтегазоматеринских пород в главные зоны нефте- и газообразования .

Установлено, что очаг генерации для изученных генерационно- аккумуляционных углеводородных систем начал формироваться в южной части Бельской впадины: для нижнедевонско-франской и франско-турнейской ГАУС – в раннетриасовое время, а для визейско-башкирской и нижнепермской ГАУС – в позднетриасовый период .

- По результатам исследований произведены расчеты продуктивности (объемы генерированных, адсорбированных, эмигрировавших УВ и остаточный потенциал) нефтегазоматеринских пород всех изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Установлено, что для нижнедевонско-франской и франскотурнейской ГАУС порядка 70% от объема сгенерированных углеводородов к настоящему моменту эмигрировало из нефтегазоматеринской толщи. Для визейскобашкирской и нижнепермской ГАУС количество эмигрировавших из НГМТ углеводородов составляет ~ 40%. В продуктах генерации нефтегазоматеринских толщ для всех изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем преобладают жидкие УВ ( 90%) .

- Моделирование распределения капиллярных давлений во времени с целью оценки надежности покрышек и степени сохранности залежей свидетельствует, что три из четырех моделируемых ГАУС - франско-турнейского, визейско-башкирского и нижнепермского НГК оказались устойчивы к фактору «надежность покрышек». Для нижнедевонско-франского НГК прогнозируется высокая вероятность разрушения залежей для отдельных участков в пределах изучаемой территории .

- Основные элементы всех изученных ГАУС (нефтегазоматеринские породы, породы-коллекторы, породы-покрышки, ловушки), как показывают результаты моделирования, были сформированы к концу пермского периода. При этом интенсивная генерация и последующая эмиграция УВ из материнской породы происходили в более поздний период – начиная с триасового времени. Таким образом, установлено, что соотношение периода генерации-миграции-аккумуляции и образования ловушек было благоприятным для всех изученных углеводородных систем .

По результатам выполненных исследований изучаемая территория ранжирована с точки зрения перспектив нефтегазоносности по каждому НГК .

Наиболее перспективным районом является южная часть Бельской впадины, где скопления углеводородов прогнозируются во всех четырех изученных нефтегазоносных комплексах: нижнедевонско-франском, франско-турнейском и визейско-башкирском и нижнепермском. В пределах северной части Бельской впадины основные перспективы связываются с нижнедевонско-франским, франскотурнейским и визейско-башкирским НГК. Перспективы нижнепермского НГК существенно снижены из-за высокого риска ненаполнения ловушек на большей части территории .

- На основе анализа карт прогноза нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба проведено ранжирование закартированных в ходе различных исследований прошлых лет локальных поднятий по степени их перспективности. При этом к наиболее перспективным относятся те, которые совпадают с прогнозируемыми (по результатам моделирования) скоплениями УВ .

Таким образом, определены перспективные направления ведения ГРР на нефть и газ в пределах южной части Предуральского прогиба .

Список публикаций по теме диссертации

1. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Осипов А.В. Углеводородный потенциал больших глубин // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2011. – №5. – С. 9-16

2. Осипов А.В., Осипова Э.В. Проблемы освоения углеводородных систем на больших глубинах (на примере Оренбургского Приуралья) // Материалы XIX Губкинских чтений «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». – Москва, 2011. – С. 59-60

3. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Монакова А.С., Захарченко М.В. Особенности формирования и нефтегазоносность складчато-надвигового пояса Урала // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2012 .

– №2. – С. 4-14

4. Бондарев А.В., Осипов А.В., Монакова А.С., Бурцев М.И. Тепловой режим и генерация УВ в зоне сочленения Прикаспийской синеклизы и Предуральского передового прогиба по результатам бассейнового моделирования // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2012. – №3. – С. 20Захарченко М.В., Осипов А.В., Монакова А.С. Геохимические критерии и оценка нефтегазоносности Предуральского прогиба // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2012. – №3. – С. 68-77

6. Осипов А.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Бельской впадины и прилегающих территорий // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2012. – №11. – С. 44-49

7. Осипов А.В., Монакова А.С., Захарченко М.В. Условия формирования и перспективы поисков скоплений нефти и газа в зоне передовых складок Урала // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2013. – №2. – С. 52-57

8. Лавренова Е.А., Керимов В.Ю., Осипов А.В., Круглякова М.В., Горбунов А.А. Особенности моделирования осадочных бассейнов с соляным диапиризмом на примере Предуральского прогиба // Материалы Третьей международной научнопрактической конференции для геологов и геофизиков «Проблемы и достижения нефтегазовой геологии». – Калининград, 2013. – С. 197-199










 
2018 www.new.pdfm.ru - «Бесплатная электронная библиотека - собрание документов»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.