Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Эволюция очагов нефтегазообразования и перспективы нефтегазоносности прогиба Льянос (Колумбия)

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Эволюция очагов нефтегазообразования и перспективы нефтегазоносности прогиба Льянос (Колумбия)"

РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУКШ НАРОДОВ

На правах рукописи

ХОСЕ ВИЛЬЯМ ГАРСОН СОЛИС УДК 553.98(861)

ЭВОЛЮЦИЯ ОЧАГОВ НИТЕГАЗОСБРАЗОВАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ ПРОГИБА ЛЬЯНОС (КОЛУМБИЯ)

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва -199? г.

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки Российского униперситета дружбы народов.

Научный рукоподитель -

кандидат геолого-минералогических наук,

профессор Д.В.Несмеянов

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Б.Л.Соколов

доктор геолого-минералогических наук, профессор М.С.Лрабапди .

Ведущая организация: ВНИ'ЛЗ ару б е ж г е о л о г ия

Защита состоится марта 1992 г. в часов на

заседании специализирог1нного совета К 053.22.06 в Российском университете дружбы народов по адресу: П7923, Москва, ул. Орджоникидзе, 3, ауги 440.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Российского университета дружбы народов по адресу: 117198, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 6.

Аётореферат разослан

февраля 1992 г.

Ученый секретарь специализированного совета кандидат геолого-минералогических наук,

Доцент -^./и^ С.М.Трушин

ЬЫАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБО'Ш

УЛЧ^Л«тупльность темы определяется необходимостью качестпен-эй оценки перспектив нефтеносности прогиба Льянос (Колумбия) использованием историко-генетического метода, учитывающего пияние не только традиционных статических, но и эволюционное инамических факторов.

Цель работы. Выяпление условий всзникновенил и эволюции тагов нефтегазообразования (ОНГО) с расчетом удельных коли-;ств эмигрировавших углеводородов (УЗ) и прогнозом их фазо-эго состояния в залежах для более достоверной оценки перспе-гив нефтегазоносности прогиба Льянос.

Основные задачи исследования. Выделение в разрезе осадо-10Г0 чехла основных нефтегазоматеринских толщ (НЛП'), регио-шьных коллекторских и флюидоупорных горизонтов; определение гадийнссти процессов нефтегазообразования и эмиграции УВ; ра-1ет удельных количеств эмигрировавших УВ; прогноз возможного с фазового состояния в первичных залежах; оценка перспектив зфтегазоносности прогиба.

Основным путем достижения указанной цели явилось после-звательное аналитическое описание всего комплекса перечисление задач с реализацией их на ЭВМ.

Научная новизна. С позиции историко-генетического метода 1енки нефтеносности недр установлены условия возникновения и юлгации ОНГО, оценены удельные количеств;: омигриропагдих УЕ н : возможное фазовое состояние в залежах. Расчет основных эво-(ционно- динамических показателей нефтегазоносности произве-ж на ЭВМ по специально составленной для этой цели программе.

Практическая значимость. С использованием рассчитанных 1ельных количеств эмиграционных УВ и их возможного фазового (стояния в залежах произведена оценка перспектив нефтегазоно-юсти прогиба Льянос. Составленная программа для расчетов На !М может бить использована для изучения нефтегазоносности дру-сх территорий.

Апробация работы. Основные положения диссертации неодао-1атно докладывались на научных конференциях инженерного факу-тета УДН и на заседаниях геологического отдела Государствен-

мой нефтяной компании Колумбии (ЗШЕТРСЛЬ). По теме диссертации, составлены и защищены два научни-произаодственных отчета, выполненные по заказу "ЯКОПИРОЛЬ".

Фактический материал. В основу диоиорчнции положены геолого-геофизические и геохимические данные :к> 70 разведочным площадям (более 100 скважин) и нескольким полепим разрезам, различные геологические, структурные и другие карты и профильные разрезы, составленные предшествующими исследователями, а также многочисленны советские и зарубежные публикации по выбранной методике исследований.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, общим объемом 140 страниц машинописного .екста; содержит 54 рисунка и II таблиц. Библиография включает 118 наименований.

К диссертации приложены описание, текст и результаты составленной автором программы "ЭДКОН-2", общим объемом 249 страниц.

Диссертационная работ выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки Российского университета дружбы народов под руководством профессора Д.В.Несмеянова.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. Введение.

2. Нефтегеологическое районирование Колумбии.

Территория Колумбии расположена в пределах западного склона Гвианского щита и северной части Андийского орогенного пояса, Эти элементы сочленяются посрежством передового прогиба. Фронтальная часть Андийского сооружения надвинута на передовой Прогиб и перекрывает его западную часть.

В пределах Колумбии выделяют б нефтегазоносных (НРБ) и 3 возможно нефтегазоносных бассейнов (ВНГБ) платформенного, складчатого » скла,г ято-платформекпого типов, приург-'енных к ьну-гркплатформешшм впацинам, предгорным и межгорным прогибам. К платформенным бассейнам принадлежит небольшая северо-западдая часть Српцмрпмпзонского НГБ. К складчатым - НГБ Верхней и Сродней Ц.чгпалпны, Прибрежно-КприГк-кий.ыго-пападная часть НГБ Ма-ракпПйо и ВШ'Р Cmi-Xvmi-Лтг'ил, Наука и Богота. К числу пклад-чатр-п.-.чгф •роенных oTHii\«1сн ev'-rrimn часть Верхноамааонпкосо КГБ п *•! .-••.»«•"»•ичя vnrгь НТВ Anvp* -Гпринас, но горчи в Колумбии

вестна пол названием прогиба Льянос.

3. Краткий очерк геологического строения прогиба Льянос.

Прогиб Льянос расположен на северо-востоке Колумбии, гдо ватнвает равнину Льянос и прилегающие с запада склоны горносооружения Восточной Кордильеры. Территория прогиба около

0000 км2.

Территория исследования на востоке огршпгчена выходами на верхность локембрийсквд пород Гвианского щита, на югн от-лена от смежного Верхнеамазонского НГВ поперечным поднятием-яжем Сьерра-ла-Макарена. На западе граница проводится по сигме крупных надвигов Восто'шой Кордильеры (ВК), западнее ко-рых на поверхность выведены сложно дислоцированные мезозойс-з отложения. Северной границей прогиба Льянос является круп-з поперечное поднятие Араука, вытянутое вдоль государственной 1ницы с Венесуэлой.

Прогиб Льянос охватывает северо-восточную часть Колумбии, тектоническом отношении он входит в состав трансконтинента-{ой системы передовых: прогибов Южной Америки.

В строении прогиба Льянос выделяются два структурных ота-> Нижний - фундаме! представленный в пределах платформен-'о склона кристаллическими породами докембрия, а в пределах тцпатого борта, возможно, метаморфическими образованиями 1еозоя. Верхний - осадочный чехол, сложенный терригенными [еозойскими, мезозойскими и кайнозойскими породами, кнтенси-! дислоцированными в пределах орогена ВК и неметаморфизован-(и, пологозалегагощими на платформенном склоне.

В составе осадочного чехла присутствуют: кембро-ордовикс-

1 (?), триасово-ярский, верхнемеловой, позднеолигоценовый и немиоценово-плиоценовый литолого-стратиграфические комплок-(ЛСК\ максимальная толщина которых на складчатом борту про-а достигает 8000 м. В западном направлении происходит по- ' довательное сокращение разреза.

3 разрезе осадочного чехла по геохимическим и литологиче-м признакам выделяется несколько НГШ1. Наиболее древней Ю является свита Котаме предположительно кембро-ордовикского роста, сложенная черными глинистыми сланцами тояциной на сз-е прогиба до 300 м. Содержание Сгор колеблется СТ 0,19 ДО 7%, отражательная сгт~собнссть вигокнига (Н') изменяется о делах от 0,62 до 4,7%. Следующая г.о разрезу свита Гачетя

имеет верхнемсловой возраст. Она представлена глинами и аргил литами толщиной от 70 до 220 м с содержанием Сорг, изменяющим сн от 0,3 до 1,9t и R0 - от 0,30 до 1,15t. Органическое вещее тво отих спит характеризуется смешанным гумусово-сагтропелевым типом. НГМТ Чалее-Е, имеющая раннеолигоценовый возраст, япля ется верхней частью спиты Карбонера; она сложена черны"и гли*-нами толщиной от 220 до 1250 м (CQpr - 0,49-2,7*, и R0 - 0,320,70"'). Наиболее, молодая НГМТ Леон датируется позднеолигоцено внм возрастем. Сна представлена чередованием глинистых и песчанистых сланцев толщиной от 150 до 700 м. Органическое вещее тпо спит Чалос-г! и Леон характеризуется сапропелевым типом. На иболее Fwntofl из них является перхнемсовал НГЬ!Т Гачета.

Региональными коллекторскими толщами рассматриваются вер хнемелопые (спита Убакп) и ооценовые (спита Мирадор) песчаник: Меньшую роль играют песчаники Берхнемеловой свиты Гуадалупе i палеоценовых свит Лос-Куоброс и Барко. Основными региональным: флюидоупорами являются 'лины нижних частей верхнемеловой cbhti Гачета и сроднпооцрновой - Карбонера.

Прогиб Льянос представляет собой самостоятельную нефтеп поносную область, которая обеспечивает более 50t годовой добычи' нефти- в. стране.. Из примерно 200 месторождений, обнаружении в Колумбии^к I99L г. в этой области выявлено 43. Залежи связаны с песчаниками'мела,, палеоцена и эоцена. Основное число месторождений приурочено к складчатому борту и осевой части прогиба. Наиболее заметными месторождениями являются Кусиана, Ка-ньо Лимон, Ла Джука, Матанегра и Редондо. Подавляющее число мо сторождений связаны с антиклинальными складками, обычно наруиг нными разрывами, иногда опрокинутыми. Залежи пластовые сводов! плаг-овые тектонически'экранированные и литологически огранич» нные. Плотность нефгги изменяется в широких пределах от 0,830 х 0,975 г/см2..

4% Методика исследования.

В основу анализа положен историко-генетический принцип, учитывающий влияние на процессы генерации, эмиграции и аккумуляции нефти и газа не только традиционных статических, но и эволюционно-динамичееких критериев. Этот принцип базируется нг учениях о НРБ и об осодочно-миграци^нном происхождении нефти.

В работе при решении поставленной задачи использованы известные методические nr.номы, широко употребляемый в настоящее 4

время при подобных исследованиях.

Решающую роль в процессе нефтегазообразования играет гео-хронотермический фактор. Поэтому для определения уровней катагенеза органического вещества (ОВ) осадочных пород выбран,предложенный Н.В.Лопатиным метод "суммарного импульса тепла" (СЖ). Графическим выражением метода СИТ является способ построения "моделей прогрева". Коэффициенты скорости реакции взяты по ,па-нным В.Н.Ручнова. Для восстановления геотермической истории регионов применена, описанная Ю.А.Висковским, зависимость изменения температуры фундамента от глубины его залегания и времени консолидации. Для расчета фазового состояния и удельных количеств эмигрироваваих УВ использованы: а. метод газового ба-чанса; б. зависимость растворимости газа 13 пластовой воде от минерализации и температуры при пластовых "явлениях до 80 МПа (по данным О.Л.Кальберсона, В.Н.Корпенштейна, Дж.Маккета, А.Ю. Хамита, В.А.Соколова и Р.Г.Султанова); в. зависимость растворимости газа в нефти от температуры при пластовых давлениях до 70 МПа (по данным Е.А.Есакова и Т.П.Кузе); г. средние значения коэффициентов эмиграции жидких и газообразных УВ (в % от коне-шой массы ОВ) из НГМТ с разным типом ОВ, находящихся на различных интервалах катагенеза (по данным Н.Б.Вассоевича, Л.Э. {онторовича, Е.С.Лпрской, С.Г. Неручева, О.П.Четвериковой, Л.А. 1ольстер и др.).

При прогнозе фазового состояния УВ в первичных залежах в■ 1рогибе Льянос выделены поля с дефицитом или с избытком газа. Дефицит или избыток газа (удельное количество газа в свободной эазе - УКГСФ) определяется как разность между общим удельным соличеством эмигрировавшего газа (УКЭГ) и удельным количеством 'аза, растворенного в нефти (УКГРН) и в пластовой воде (УКГН1Б),

Целесообразность использования перечисленных методов при щенке нефтегазоносности недр многократно подтверждена. Однако IX применение с помощью графиков, таблиц, номограмм и ручных >асчетов требует значительных затрат времени и не исключает во-1Можности ошибок, в расчетах участвуют около 60 уравнений. Потому расчет основных эволюционно-динамических показателей не-)тегазоносности произведен на ЭВМ по специально составленной ' 1ля этой цели программе ЭДКОН-2 (эволюционно-динамическив кри-■ерии '-пенки нефтегазоносности).

13 качестве исходных данных дли программы ЭДКОН-2 исполь-у»тся : и •..'цпг г 1г;,пч',Р1.]'< м'>ь*»»!1Т нстлрии рлплпгического раз-

¿-СБ ' 5

вития оцениваемого района; приращение толщины осадочного чехла, в ключевые моменты; теплопроводность город, отлагающихся е ключевые моменты; толщины основных нефтегазоматеринских свит, процентное содержание и генетический тип органического вещест ва в них, толщина и пористость коллекторских горизонтов, мине рализованность воды в них.

Выходной информацией программы являются: температуры и. давление при достижении основных градаций (МК|, МКд, МК^ АК) катагенеза на границах выделенных ЛСК, удельные количеств эмигрировавши при этом жидких и газообразных УВ, удельные ко личества газа, растворенного в нефти и в пластовой воде, а та кже газа,сохранившегося в свободной фазе.

Проверка программы проведена на текстовых задачах, сосчи тайных с помощью графиков и ручных расчетов 'с использованием алгоритма программы. В качестве примера в работе приведен расчет для площади Сантиаго, где известны толщина всех ЛСК, толщина возможных НГМТ, содержание органического углерода, ти ОВ в НГМТ, а'также толщина коллекторских слоев и их пористо сть. Кроме .ого известен показатель отражательной способности . витринита ОВ НГМТ, современный геотермический градиент и фазо вое состояние УВ в залежах. Все это позволяет проверить прави Льность используемой методики.

Сравнение основных результатов ручного и машинного расче тов подтвердило работоспособность программы ЭДК0Н-2, а сопоставимость фактических и рассчетных покг зателей подтверждает правильность примененной методики анализа эволюции ОНГО..

По программе ЭДКОН-2 были выполнены расчеты по 43 площадям прогиба Льянос и 6 площадям ВК и межгорной впадины Богота ■ которые дали результаты по всей работе в целом. Цифровые резу • льтаты этих расчетов и составленные по ним модели прогрева по •служили основой для решения поставленных задач.

■ б. Возникновение и эволюция очагов нефтегазообразования.

, В основу "нализа возникновения и эволюции ОНГО, сформиро г ванных основными НГМТ района исследования положены модели про грева, составленные для площадей прогиба Льянос, а также для ЕК и межгорной впадины Богота.

Результаты прогноза уровней катагенеза пород нанесены н палеоструктурные профили и палеоструктурные карты, характеризующие положение выделенных :1ГМТ на следующих временных рубе-б

х геологической истории: к коп!|у отложения свиты Мирадор ;,), к концу отягощения свиты карбонера (Рд), к концу миоце-вой эпохи и к настоящему времени. Они интегрированы в тиде иного документа, называемого иатагенетииеским -^еуголышком .А.Соколов, 1985), ка котором прослеживается эволюция очагов . фтегазообрапования, сформированных НГ'.ГГ в ключевые моменты ■ элегической истории развития района.

Для районов ВК и впадины Богота фактические материалы позлили провести анализ тглызэ дчя верхнсмоловои свиты Чипа га, кото-г является приблизительным возрастным аналогом свиты Гачета элизка к ней по геохимически/ характеристикам.

Впервые интенсивное нефтеобразование в недрах исследуе-\ территории началось лишь в позднезоценовом веке, когда в задных частях прогиба, примыкающих к современной ВК, породы ябро-ордовикской (?) КГМТ Кэтамс вошли в ГЗК. К концу ранне-олигоцена, в связи с дальнейшим г. .'рутением, ОНО распрост-шется на прилегающие с востока районы платформенного борта >гиба, а в пределах современного складчатого борта породы )й свиты достигают уровня ГЗГ. К концу миоцена ОНО и ОГО ста-штся более обширными. В осевой части прогиба отложения дан-I свиты начали вых'"1ить из ГЗН, а в самых западных частях-:адчатого борта низы свиты, видимо, начинают уже выходить из

I

♦

К настоящему времени ОНГО охватил почти всю территорию со-менных прогиба Льянос и ВК, а в пределах современного скла-того борта породы свиты Кэтаме полностью реализовали свой тегазогенерационный потенциал, погрузившись глубже ГЗГ.

Верхнемеловая свита Гачета и ее возрастной аналог в ВК та Чипаке впервые сформировали ОНО в раннем олигоцене в пре-ах пограничного участка ВК и внешней части складчатого бор-прогиба. Погружение носило видимо дифференцированный харак-, что привело к возникновению одновременно трех, возможно деленных в пространстве, ОНО. К концу олигоценового времени, рмированные ранее очаги нефтеобразования несколько расшири-ь. В ГЗГ НГМГ Чипаке впервые погрузилась в середине поздне-элигоцена в пределах северной части современной ЕН, образо-здесь ОГО. В дальнейшем очаг, распространился на более вя-райони. Однако, в пределах впадины Богота, в это время еп,в голлались процессы нефтеобразования. К концу кисцена плпгл-

)Н0 и ОГО существенно расширились, охватив значительные -

?

ритории складчатого и платформенного бортов прогиба Льянос и ВК. В про дол: IX впадины Богота величины СИТ, накопленного свитой Чипакс, менее значительны, чем в остальных частях ВК. Это позволяет условно наметить западную границу расггрострэнения ОГО в с вито Гачота и Чипаке к этому времени.

В результате цозднсмиоценовой-рзннеплиоценовой орегении, котор.чн "к«чч,чтс!лыю сформировала ВК и обособила прогиб Льянос, отлогомия свиты Чипаке были интенсивно деформированы, местами мстамои^изанмны и практически исчерпали нефтегазогенерационный потенциал. В пределах межгорной впадины Богота породы этой свиты продолкалт находиться в условиях ДО. К настоящему времени площадь СПС, образованного 11ГМТ Гачета, несколько расширилась в восточном и северном направлениях.

НП.ГГ Чалес-л войта в ГЗН в западных частях складчатого борта в позднем олигоцене. К концу миоцена эти отложения почти на всей западной половине сопременного прогиба Льянос уже успели войти в ГЗН. -К настс.^цему времени в прилегающих к ВК частях прогиба отложения этой свиты прошли ГЗН и погрузились в условия, отвечающие ГЗГ, а в пределах площади Кумураль они находятся в условиях ниже ОИГО.

Отложения 1-[Г{.ТГ Леон только на современном этапе начинают входить в ГЗН. Это происходит в северо-западной и центральной частях прогиба.

Анализ составленных моделей прогрева и характер катагене-тической-зональности для прогиба Льянос свидетельствуют о том, что центры всех возникших и эволюционирующих ОНО и ОГО всегда оказываются приурочены к районам современной ВК и западным частям складчатого борта прогиба. Эти районы до позднемиоценовой-ранн'плиоценовой орогении представляли собой часть некогда существовавшего единого огромного палеобассейна осадконакопления. Новейшие тектонические движения, вызвав горообразование и создав ВК, привели к разделению этого палеобассейна на обособленные впадины Льянос, Богота и Средней Магдалены. В настоящее время очаги нефтегазообразования сохранились только в пределах этих современных впадин, а в пределах горного сооружения, существовавший здесь палеонефтегазоносный бассейн и сформированные ОНГО разрушены.

6. Расчет удельных: количеств эмигрировавших углеводородов и прогноз их фазового состояния.

Формирование скоплении .ТВ, такте как их генерация, является направленным, стадийным процессом, осущесп.ля^гпяя'я в ходе геологического развития осадочного бассейна. На каждой стадии катагене: 1 из НГМТ при благоприятных геологических условиях молнт происходить эмиграция вполне определенных количеств жидких и газообразных УЗ.

Известные данные по геологическому строенют и геологической истории территории исследования свидетельствуют о том, • что генерация и эмиграция УВ происходили здесь практически синхронно, а ловуаки имеют до нефтегазогенерационный возраст формирования.

По методике излеченной вше, рассчитаны удельные количества УВ, эмигрировавших из каждой НГМТ и разработана модель эволюции их фазового состояния.

Расчет удельных количеств эмигрировавших УВ и прогноз их фазового состояния произведен для каждой НГМТ по интервалом катагенеза ПКд, МК|-!Жд, МК^-АКр в термобарических условиях которых пребывали эти свиты в процессе геологического развития осадочного бассейна. На составленных картах показываются поля распространения возможно нефтяных и газовых первичных залежей, которые смогли сформироваться за счет эмиграции УВ ргчного фазового состояния из НГМТ, находящихся на данном этапе катаге-кетического преобразования. Однако, на последующих этапах в первичные залежи могли поступать новые количества УВ с иным соотношением жидких и газообразных составляющих, что могло приводить к видоизменению первоначального фазового состояния УВ в первичной залежи. Так, например, если в первичную нефтегазовую залежь на следующем катагенетическом этапе поступило новое количество недонасыщенной газом нефти, то накопленный в ней ранее гвободный газ мог быть использован на насыщение новой нефти и, формирующаяся на этом этапе залежь могла превратиться в чисто 1ефтяную.

Интенсивная эмиграция УВ из НГМТ Кэтаме отмечается к панду ее пребывания в условиях МК^МКд (ГФН). Во внешних, восточ-

частях СНГО из каждого кубического метра пород этой свита эмигрировало до т. По мере движения на запад значения

»ТОН увеличиваются до 6-8-Ю-^ т/м3 породы. Наиболее штенсия-

пая знигрг-nufi УН отмечена в северо-запащшх частях, где УКЭН составили ?,В• Ю-"' т/м3 породы, а УКГСФ до 0,3064 м3/м3 породы. Отло.тенил этой свиты достигли условий MK^-AKj только в самой западной ч.-юти прогиба. Здесь значения УКЭН составляют 4,2-Ю4 т/м'1 пгрочг,, при этом наблюдается нехватка газа для полного ноендгнич !1'':;гн. Дефицит газа составпяет 2,18 м3/м3 поподы.

За rm, рассматриваемый отрезок ['оологической истории из

кпждогп кубического могря породы НГМТ Кота»'с эмигрировало от

2«I0-4 тс,им нсЧти в западных районах платформенного борта до —Л

8-15-10 на ck;iüдчатом сорту.

К н.чепя'пему нрсмсни в продолах всего прогиба наблюдается нохптка газа для пплн'то насицснил нгФти. УКГСФ составляет -2,3 мл/мл [г-печцл. Таким образом, в настоящее время все залежи УВ, спяппччнп с НГМГ Кптг.ме должны быть только нефтяными.

К концу пробивания пород НГМТ Гачета в условиях MKj-MKg значения У:\РП состарили 5,4-9-Ю-4 т/м3 породы в пределах самих западных частой складчатого борта, а на остальных площадях складчатого борта и в осевой части прогиба до т/м3. Не-

больно!! избыток газа (0,6813 м3/м3 породы) наблюдается на се-поро-зяпаде, на остальной территории прогиба имеет место дефицит газа. Породы этой спиты достигли условий, соответствующих концу катягенетического интервала MK^-AKj лишь на самых западных площадях центральной части прогиба, где значения УКЭН составили 3,6-Ю-4 т/м3 породы при дефиците газа 1,9376 м /м породы.

В целом к настоящему времени из каждого кубометра пород НГМТ Гачета эмигрировало от 2»I0""4 т на площадях осевой части прогиба до 16»Ю т на площадях .складчатого борта. Северо-запад--ые территории также стали областью нехватки газа (УКГСФ до 0,7646 м3/м3 породы). Следовательно в пределах прогиба все залежи, генетически связанные с HTM Гачета, должны быть чисто нефтяными.

К концу пребывания отложений свиты Чалес-Е в условиях катагенеза MKj-MKn величины УКЭН достигают максимальных значений 9-15,4-Ю-4 т/и породы в пределах складчатого борта и уменьшаются до 4-Ю-4 в пределах осевой части прогиба. Повсеместно отмечается существенный дефицит газа (2,9958 mVm3 породы). Условий MK^-AKj породы этой свиты достигли лишь в самой западной части складчатого борта (площадь Кумураль), где значения УКЭН составляют 10,2-Ю"4 т/мэ, а дефицит газа 3,6055 м3/м3 породы.

В настоящее время наблюдается следующая картина распреде-

ления суммарных значений УКЭН из НГМТ Чалес-Е за вся геологическую историю с момента возникновения в ней ОНО и начала эмиграции микронефти. В западной части платформенного борта из каждого кубического метра породы эмигрировало до 4•Ю-^ т микронефти. На севере суммарные значения УКЭН составили Ю-10"^ т/м3, в самых -западных частях складчатого борта -25-Ю-^ т/м3 порсдА

На северо-западе территории имеет место дефицит газа до 2,0 м3/м3 породы. Здесь должны были формироваться нефтяные залежи. На остальной части, особенно на юге отмечается избыток газа в свободной фазе до 6,0 м3/м3 породы. Это означает, что в пределах южной части территории исследований можно предполагать наличие нефтяных залежей с газовыми шапками, генетическо связанных с породами НГМТ Чалес-Е.

Породы самой нижней части НГМТ Леон только в северо-западных районах прогиба погрузились в интервал катагенеза Ш^-Ш^. Значения УКЭН колеблются от 3 до 8*10"^ т/м3 породы. Северная часть территории исследований характеризуется некоторым избытком газа, остальные части - существенным дефицитом.

Суммарные значения УКЭН из всех НГКГГ прогиба менялись от величин близких к нолю на востоке до 54 «Ю-^ т/м3 породы на самых западных площадях складчатого борта. В целом характер распределения эмигрировавших УВ показывает, что наиболее энергичная генерация и эмиграция микронефти происходила на территории, ныне представленной орогеном БК. При этом, большинство сформированных залежей оставались чисто нефтяными, что и подтверждается на практике.

7. Оценка перспектив нефтегазоносности.

На основе учета выявленных пространственно-временных закономерностей формирования и эволюции ОНГО, рассчитанных уде- ' льных количеств эмигрировавших УВ и прогноза их фазового состояния в первичных залежах была произведена оценка перспектив нефтегазоносности прогиба Льянос и выделены.в его пределах зоны с разной категорией перспектив: высокоперспективная, перспективная, малоперспективная зоны и перспективная зона с неустановленной категорией.

К категории высокоперспективных относится зона,располояе-_ иная на складчатом борту прогиба, площадью* около ТЗШО^^ км . ' Еа заиилная граница представлена выходами на поверхность продольных тектонических нарушений, отделяющих горное сооружение ВК

II

от складчатого борта прогиба. Чосточкая граница определяется линией равных суммарных значений удельных количеств эмигрировавших нефтсй 20-10"^ т/м3 породы. В пределах этой зоны три наиболее древние из четырех выделенных НГЫГ прошли ГЗН, а четвертая - наиболее молодая свита Леон в настоящее время находится в условиях ГЗН. Здесь распространены нее основные коллек-торскио и флювдоупорные горизонты и к настоящему времени обнаружены 17 нефтяных месторождений, в том числе очень крупные -Коньо Лимон и Кусиана.

' В целом,в пределах рассматриваемой зоны суммарные значения УКЭН из всех четырех ЮТ меняются от 20« Ю-^ до 54-Ю-^ т/ы3 породы. При этом могут быть выделены три участка с максимальными (более 40-10"^ т/м3 породы) значениями УКЭН: северный, центральный и южный.

В пределах северного участка выявлено месторождение Араука. Обращает на себя внимание, что группа крупных месторождений Коньо Лимон располагается -западнее этого участка, в поле со значениями УКЭН около 20»10"^ т/м3 породы. Это позволяет рассчитывать га. обнаружение новых крупных нефтяных скоплений к западу от площади Каньо Лимон, в пределах намеченного северного участка.

-Центральный участок с максимальными значениями УКЭН располагается между реками Касанаре на севере, Краво Сур на юге и площадью Требол на востоке. В его пределах к настоящему времени пробурены лишь две разведочные скважины ликвидированные по техническим причинам. Выполненные расчеты показывают, что вгре-делах центрального участка можно ожидать выявление новых крупных скоплений нефти. Отметим, что к востоку и к югу от него в поле со значениями суммарных УКЭН от 20 до 40-Ю-^ т/м3 породы уде обнаружены около 10 промышленных месторождений.

Шный участок располагается между рекой Кусиана на севере и городом Вильявисенсио на юге с центром в районе площади Куму-роль. В его пределах пробурено несколько разведочных скважин, ге давших положительных результатов.

За его конту, м открыты несколько месторождеж.,1, расположенных в поле г суммарными удельными значениями эмигрировавшей нефти от 20 до 40-10 т/м3 породы. Особую важность представляет новое очень крупное месторождение Кусиана, выявленное на сепррнгП границе этого участка, п.-п.адягацое в поле с суммарными УКЭН от 30 д/> »10 •10""^ т/м3 п р'-ди. Таким образсм, вш-ч-лк н-

ные исследования показывают, что и здесь наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с территорией, заключенной между уже выявленными месторождениями.

В северной и гакной частях пысокоперспективной зоны, в связи с дефицитом эмигрировавшего газа в основном должны формироваться чисто нефтяные залежи.

К категории перспективных отнесена зона, площадью примерно 21000 км2, расположенная восточнее описанной и протягивающаяся с юга на север через всю территорию прогиба вдоль его осевой части. Она заключена между линиями равных суммарных значений УКЗН 20-Ю"4 и 7,5'Ю"*4 т/м3 породы. Здесь открыто шесть ' средних по запасам месторождений; распространены все НГМТ, претерпевшие, однако, меньшее катагенетическое преобразование, чем в высокоперспективной зоне; присутствуют основные коллекторские и флюидоупорные горизонты. Однако, коллекторские свойства продуктивных свит Мирадор и Убака в восточном направлении постепенно ухудшаются. Соотношение удельных количеств эмигрировавших жидких и газообразных УВ указывает на возможность формирования здесь преимущественно нефтяных залежей.

о

Мялоперспективная зона, площадью 130000 км , охватывает всю восточную часть платформенного склона прогиба,•заключенную между перспективной зоной на западе и полосой выклинивания коллекторских горизонтов свиты Мирадор и основного флюидоупора свиты Карбонера на востоке, где совпадает с границей (и'Ъ. В ее пределах могут быть выделены западный, центральный и восточный участки, отличающиеся некоторыми геологическими параметрами.

Западный участок расположен между линией равных суммарных значений УКЭН 7,5»10"^ т/м3 породы и внешним контуром ОНГО. В эго пределах известно несколько небольших нефтепроявлений в скважинах из пород свиты Мирадор. Здесь развиты все четыре НП.ГГ, из которых лишь три - Кэтяме, Гачета и Чалес-Е - достигли условий РТ>Н. В его разрезе присутствуют основные коллекторские и -флюидоупорные горизонты, однако, фильтрационно-емкостные свой-:тва коллекторов заметно ухудшаются.

В пределах центрального и восточного участков ни одна из Т1>ГГ не достигала в ходе геологической истории условий Г'*Н. Та-*им о^газом эти участки располагаются между внешним контуром ЗИП и восточной границей бассейна. В их гтоеделях формировани«? тале-»^? м^жно сяпзн"лть лишь с лальней латеральной миграцией из -л с г*' ээпадн»^ ( МП:. Гранине!1 участуа ><и яа- -

тпг^'-о линия внклинирочил гтчаных гтрия'чтоя СБИТЫ Улгч. В~"ш

:з

шопной границы восточного участка выклиниваются также песчаники спиты Мирзцор. Эти участки слабо освещены бурением, здесь обнаружена одна небольшая залежь на площади Рубиалес в песчаниках свитн Мирпцор. Определенные перспективы обнаружения новых скоплений нефти можно связывать как с пологими антиклинальными складками, так и с зонами выклинивания песчаных горизонтов свит Убяке и Мирадор.

К категории малоперспективных участков была также отнесена территория плохо изученной межгорной впадины Богота, расположенной внутри ВК. Площадь впадины примерно 2000 км . В ео пределах установлено наличие природных резервуаров и НГМТ, которые достигли градации мезокатягенеза МК^ и могли формировать ОНГО. В двух из пяти пробуренных здесь скважин обнаружены небольшие газопроявления.

К перспективным зонам с неустановленной категорией нефте-газоносности отнесена фронтальная, краевая часть орогена ВК, надвинутая на современная складчатый борт прогиба Льянос. До миоценового времени она представляла собой область осадконако-лленил, в разрезе которой присутствовали как коллекторские горизонты, так и НГМТ, которые успели полностью пройти ГЗН и ГЗК Активные новейшие тектонические движения привели к разрушению сформированных здесь ОНГО и залежей, возможно образованных в аллохтонном комплексе. В надпиговом комплексе обнаружены неф-тепроявления в двух скважинах и на поверхности. Это подтверждает вывод о том, что в недрах полосы, занятой современной ВК происходили процессы генерации нефти и газа и формировались скопления УВ. Перспективы нефтегазоносности здесь в первую очередь следует связывать с глубокозалегающими неметаморфизован-ными слабо деформированными палеозойскими и мезозойскими отложениями поднадвигового комплекса, перекрытыми интенсивно дислоцированными образованиями ВК. Характерно, что одно из крупнейших месторождений прогиба - Кусиана - располагается в непосредственной близости к орогенному сооружения ВК.

б. Заключение.

I. Нофтесбразование в недрах исследуемой территории началось в поэднеэоценовом веке, когда наиболее древняя кембро-ор-довикскяя (?) НГМТ Кэтлме, достигнув ГЗН, сформировала в пределах современного складчатого борта ггоги^а первый СНГО. Неф-

тегазообразование практически непт^пыгно продолжается дс нас-14

гояцего времени в связи с возникновением и эволюцией новых ОНГО в более молодых НГМТ. В процессе геологической истории ОНГО охватили почти всю территорию современного прогиба Льянос. Пространственно-временной анализ эволюции катагенетической зональности показал, что значительные части ОНО и ОГО, располагались в пределах современной ВК, где по-видимому и находились их центры.

2. Массовая эмиграция УВ из НГМТ происходила одновременно с их генерацией в возникают!« ОНГО. Использованная методика позволила оценить удельные количества нефти и газа, эмигрировавшее из каждой НГМТ на каждой катагенетической стадии их развития. За всю нефтегенерационную историю удельные количества эмигрировавшей нефти составили для НГМТ Котаме до 15-10"^, для 4Ш Гачета до 16-Ю"4, для НГМТ Чалес-Е ("арбонера) до 25-Ю"4, для НГМТ Леон до 8* 10 тонн нефти 1*з каждого кубического метра материнской породы.

3. На значительной части прогиба Льянос, в связи с дефицитом эмигрировавшего газа для полного насыщения нефти и пластовой воды, могли формироваться чисто нефтяные залежи. Лиаь в центральной части прогиба в коллекторах свиты Мирадор,в связи с некоторым избытком эмиграционного газа, допускается возможность образования газонефтяных скоплений.

4. На основе выявленных пространственно-временных закономерностей возникновения и эволюции ОНГО, рассчитанных удельных ' • количеств эмигрировавших УВ и прогноза их фазового состояния,

з пределах прогиба Льянос выделены зоны с разной категорией 1ерспектив нефтегазоносности: высокоперспективная, перспектив-1ая, ыалоперспективная и перспективная с неустановленной категорией.

Сформулированные в заключении выводы представляют собой - ' основные положения, защищаемые в диссертации.

Расчет основных показателей нефтегазоносност.и произведен т ЭВМ с использованием специально составленной для этих цо-1еП программы нЭДК0Н-2".