Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Нефтегазообразование в терригенных толщах, обедненных органическим веществом

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

Автореферат диссертации по теме "Нефтегазообразование в терригенных толщах, обедненных органическим веществом"

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ЛЕНИНА, ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М. В. ЛОМОНОСОВА КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ И ГЕОХИМИИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

РГБ ОД

I I

/ ' 'V» {пол

'"КИРЕЕВА Лариса Николаевна

На правах рукописи УДК 553.98

ИЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЕ В ТЕРРИГЕННЫХ ТОЛ ЩАХ, ОБЕДНЕННЫХ ОРГАНИЧЕСКИМ ВЕЩЕСТВОМ

Специальность 04.00.17 — геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

МОСКВА — 1994 г,

Работа выполнена в Туркменском научно-исследовательском геологоразведочном институте.

Официальные оппоненты:

академик РАН, доктор геолого-минералогическпх наук, профессор Б. А. Соколов

доктор геолого-минералогпческих паук, профессор И. С. Старобипец

доктор геолого-мннералогическмх наук, профессор, заслуженный деятель науки и техники Туркменистана, профессор В. И. Ермолкнн

Ведущая организация; Институт геологии Академии наук Туркменистана (г. Ашгабат).

Защита состоится « » 1994 г. в час. па за-

седании Специализированного совета К.053.05.03 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических паук по специальности 04,00.17 — геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождении при Московском государственном университете им. М. В. Ломоносова по адресуу: 119899 ГСГ1-3, г. Москва, В-234, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, 6 этаж главного здания.

Автореферат разослан « » 1994 г.

Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Н. В. ПРОНИНА

ОЩЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие нефгтаой и газовой промыялен-кости - базовой отрасли экономики многих государств настоятельно диктует необходимость постоянного наращивания запасов углеподород-кого (УВ) сырья. В этоЯ связи крайне актуально глубокое изучение • процессоп онтогенеза нефти и таза, опредеякгацих совершенствование методики прогноза УВ скоплений, оценки их запасов и разового состояния, что является основой стратегии нефгег&зопоисковнх работ,* Особое значение при этом приобретает теоретическое обоснование, а также практическая реализация генетических принципов раздельной количественной оценки ресурсов Нефти, газа и конденсата, базирующихся на информативных количественных показателях состояния пластовой УВ системы недр. Приоритет в изучении этих вопросов, наряду с сбпте-геалагическима реконструкциями формирования бассейнов, раскрыващи-?Л1 спош^ияу накоплений и ретроспективу развнтип нефтегазоносных комплексов, прннэдяекит геохтячееккм исслсдозанита.

Несмотря на значительные достижения в развития геохимического направления прогноза нефтегаэокссиости ецЗ суцествуетряд принцяпи- ' алыих вопросов, не получив®« однозначного ретвнйя. В частности, остаётся дискуссионной проблема отнесения крясиоцзвтннх и построцветных терригенных толщ с низкой кот-енгрдцкеЙ оргакического вещества (до 0,5$) краэргду нс$т'егазопроиэводйвсих в промиалеююх иасатабах. Вместо с теп, сирокоо.распространение этих толщ с установленной в mai нефтегазонссностыо (нередко в значительных масштабах) э различных нефтегазоносных бассейнах мира вазыбает несомненный интерес исследователей к изучен^ генезиса выявленных в них УВ скоплений, ■•; ■ . ' ' у -, • ■

Специфика данных' объектов требует чёткой разработки одокват-ной балансовой модели для описания развития в ¡тох онтогенеза ие{тя ;î газа е максимально полним улётом всех факторов, влишцих в явной количественной форма на ход и результаты рассматриваемых процессов.

Таким образом, совершенствование методических приёмов раздельного количественного^прогноза нефгегазоносности. направленное на решение генезиса УВ фтоидоо' в терригсян!« ; толвдах, обеднённых ОВ, представляет собой крупнуя н а у ч я у п проблему, разработка которой способствует - повышение достоверности прогноз»»' нефге-гяооносностй и существенно расширяет перспективы сырьевой базы нефтегазодобыча ».различных.регионах,. что являете* . s ! t 7 a i s » в.* «ак'п теоретическом, так-и пра^тяческвм пспе«гчх,.

Цель исслековашв. Обоснование участия терригекдах толщ .обеднённых органическим веществом, в формировании промышенных скоплений иефти, газа и конденсата в геологически разнородных осадочио-породных бассейнах. . Задачи исследования: •

-- обобщение и анализ современных теоретических и экспериментальных знаний по рассматриваемой проблеме;

- изучение геолого-геохимических условия формирования нефте-газоштеринского потенциала терригеншх толщ с низко!" концентрацией OS и его реализации в литогенезе;

- разработка балансовой модели расчёта масштабов эмиграции и первичной аккумуляции жидких и газообразных УВ с дифференцирован-Hbfl оценкой участия различных механизмов их кассопереноса (водо-растворёишй, газорастворенный, струйный и др.); .

- соедание методических приёмов раздельного прогнозирования нефте- и газоносности исследуемых объектов на основе моделирования на ЗВМ фазовых превращений пластовых УВ систем; -

- составление хомгмекта расчётных номограмм и диаграмм прогноза фазового состояния УВ скоплений с учётом изменения-термобари-

ческйХ условий, состава и соотношения взаимодействующих пэ.роео» и жидкой фаз;

- построение эиолюционно-динамических моделей различиях этапов процесса нафтег&эообразоЕанмя с количественной характеристикой масштабов его .развития;.-■

- расчёт масштабов порзичноН аккумуляции мкгршпноспособных жидких и газообразных УВ икартирование их очагов;

- оценка "вклада" терриг^пщх толщ, обедненных 00, в проыыю-лонну» нефтегазоносность недр с определением перспектив и стратегии ведения нефтегазояойскоаых работ.

Обтьект исследования. В качестве природных моделей, для реализации поставленных задач использованы торригеиные толци с низкой концентрацией ОВ, получившие широкое развитие на территории Туркменистана в Южно-Каспийском НГБ (средний плиоцен) и Амударьинском НТВ (берриас-готерив) м характери.эуйщиесе наличием в них крупных и уникальнмх по amtacOM залежей ие{тв и газа (&улетабад, Шатлык, Е^рсагельиес, Котуртепе и др.Ь Выбор данных объектов обусловлен '■,'■ высокой степенью их.геолого-геохимическоа изученности, что пред-стапляэт возможность их применения э качестве достаточно надёгаш полигонов для разработки цйтедмаских tip и ¿мое прогноза не^тегазо-

3.

••оснасти в специфических нзтрздт^ошвх нефтегаэбпроизводяпрос комплексах. •'"...

При близости фгциально-генетичсскогй типа и концентраций 03 в породах данные объекты принципиально отличаются по рзтаму геотектонического развития, специфике онтогенеза нзфта и газа и, как следствий, масштабам и фазовому еостоянио выявленных в шпе УВскопле-

нпй, -..''.'■'.. ■ •'■.■

. Важна подчеркнуть,;'что-укаэаннуо комплексы но потеряли и се-' годнп своей значимости, как основные объекты концентрации нефтега-эопоиековнх и разведочных работ, что обеспечивает практического ценность проводимых исследований.- . . " "

Научная новизна работы:

- на примера различных в геотектоническом отношении пркродгедг объектов (ме*горнап альпийская впадина, герцинская платформа) з • едином методическом ключе рассмотрев условия формирования и реализация нефтегаэоматершгекого поте'нциала ОВ в терригенных толпах

с низкой' концентрацией; 0В и дано обоснование вклада данных комплексов в формирование г^емьетенш« ресурсов УВ сырья; •

-'впгрвие в ;-ретрЬепекйпдаом .плане лроредбн совместная количе-ствегешЯ анализ дшамики'уллотнеиия нгфтсразоматеринских пород яс-спедусмих толщ и развитии п лих процессоз генграции, эмиграции и первичной аккумуляции sirдких и газообразных УВ, виявленн оптимально условия, способствугецяз фазообосойгсий» в коллекторах гаэоой-розт« УВ н повмяеняю мигрант; юсти жидких УВ;

- в отличйе от распространоимх яредетваяитЯ, расч&пшм путём обоснована и до::алан?. принципиальная возможность формирования автохтогяшх УВ скоплений ггусловйях-региональной псдонас-гцетюсти гиастовоЯ систем« яидккмя и газообразными УВ;

- разработана методика проведения балансошх расчётов змигра-ционных к первично-аккумуляцио!!!!ых потерь жидкях И гаэообразтхх УВ;

- усовериенствованя методические приёмы дифференцированной оценки ресурсов УВ сырья на сбгемно-генетичсгко!! основе;

- впервые создана серия расчётных фазових дкагрг"/м я номо -грамм прогноза разового состояния я состава яяаетоячх УВ сястем (ковденсатосодер<анио газов,■газовкЯ фактор нефтей) в зависимости от исходного содержания, состава яаровой и жудкой' фаз к т«т»юбаря-чеекмх условий их взаимодействия. *

Практическая'ценность работы заключается я значительном рас-•стгрений' диапазона терригенннх отлореииЯ^.. персплктищалс для поисков УВ сурья п. разрезая различных нефтегазоносных Ласс*Яиой мир*.

Методические разработки автора по количественному прогнозу автохтонной нефтегазоносности терригенных толщ, обеднённых ОВ, могут Сыть использованы в качестве "оценочной модели"дая адекватных природных объектов в различных нефтегазоносных бассейнах мира.

Предложенный автором комплект номограмм и фазовых диаграмм состава и фазового состояния пластовых УВ систем широкого диапазона термобарических условий может быть учтён при количественном прогнозировании разовой зональности УВ скоплений, решении вопросов оценки рентабельности освоения УВ залежей и выбора оптимального режима их разработки.

Исследования по оценке ресурсов и прогнозу разового состояния УВ {люидов на генетической основе, проведённые для терригенных,комплексов'.с низкой концентрацией ОВ на примере среднеплиоценоЕЫх отложений Южно-Каспийского НТВ.и берриас-готеривских отложений Аму-дарьинского ЫГВ с обоснованием выбора первоочередных объектов неф-тегаэолоисковых работ, приняты ПС^Туркменгеалогия" и использована при разработке текущих и перспективных планов нефтегазопоискових работ в регионе, начиная с 19У2 года.

Апробации.работы осуществлялась путем'докладов.и сообщений автора на региональных совецнникх, конференциях и семинарах - в Москве (1979, 19У0, 1У132гг.), Ташкенте (ГЖ г.), Львове (1982 г.), Баку (1У«2, 1030 гг.), Кеано-^ранковске (19<1о г.), Санкт-Петербурге (1989 г.), Ашхабаде .(19361991, 1993 гг.). Результаты исследований отражены в. 36 научных публикациях, 11 научно-исследовательских отчетах, а такие практических рекомендациях и заключениях.

Фактические материалы и личный вклап. В основу диссертации положены полевые, экспериментальные и теоретические исследований,выполненные под руководством и при участии автора за период с 19ь0 по 1992 гг. Изучено болей сотни разрезов параметрических, поисковых и разведочных скважин по 76 шющадяы Южно-Каспийского и Амударьи'исхо-г о ¡!ГБ .(территории Туркменистана), проработан обширный массив аналитического и.текстового материала.

Автор непосредственно участвовал в сборе коллекции каменного материала и проб УЬ флюидов, а такие осуществлял научное руководство по проведении аналитических исследований и интерпретации-полученных данных в.организованной им лаборатории геохимии не^ти и газа Туркмеи!МГРИ. При изучении состава ОВ пород, нефтей и конденсатов помимо массовых определения содержаний органического углерода, петрографических, л-оминесцятчго-микроекояических и химито-бигуми-нологических исследования особое еиимшгия обращалось па детальное

исследование отдельных классов и стругтуршлс г ¡уча углесэдсрэдччх и неуглеэодородных компонентов совремгш'«мя инструментальными зтго-хптческики метод»:«« гязо*ид«сос?кая -рдазтагра|кя, инфракрасна« спектрометрия, рчдросяектршвтря« «ЯР, мевнмектреиатри«, пя-ролйз и др. Сбц.ч'! обтЛм папеяиегоп/х ачалит^чесгях ра^от'преписил 6000 определений, часть из которых проведено, в соответствует« лабораториях ВШГЫИ, EI5ÍTRÍ, VTJ ю».Я.&.Локсйовова.

Систематизация и сбобддаюе полученного нассиаа $актяч«сквх дакни* папашей/ с прик-иедае«. ашлрата мат^матичесиоЯ статиетит» и мздаяироваиия на ЭЗМ. При гца{1И$зет построен»«« использован* статистическая обработка дзгП'Нх вэ .методу агвдьэ»я?ей средне .1 {Й.А.ШкяскнскиЯ, 1201 г.), что обееяечивлет кздЗхиость в пзввгде? степень однозначности выквляентл: .тездеггцкЯ с fcmíhchw количественных и качественных характеристия геохимических показателей.'

Структура работы* Диссгртацясшия 'работ состоит из введении» 4 глав и заключения. Текст изложи из етр&пяозх, • рялгстркровак 30 .рисунками и. 57. таблицами» SaCá'iwrpafss* •• eosej^Brr 215 «здяеиоза-

НПЯ. ' .' ' ' '

Первая часть диссертация (главы I - 3) посещен» сисгея&тиза-ции представлеш??. по состояния расснотриБаекоЯ. проблемы и кетсди-. чесяич разработкам, направлению» на сочгрпенствоваяне об-ьбниа-Гй-неткчос<:ого метода раздеаьпсй ттаэдегвокной оценки ресурсов УВ сырья, ■ ■■ ,. . ■.

Вторая часть Д1Хсгр^аций (гяава'Ч, сос,тогцап «э четерёх подразделов) предстаачяс? апробац!п? гфедоожшшых аг>торс« мзтодичесгсня прийцов на примере'прггродных объектов Туркменистана (Вжко-йаспиЯ-скиЯ НПЗ, «мударькнсякП НТВ).. В. ней'даяо 'детаявдоа обоснование участия терригенных толц, обеднз!Я5« ОЗ., й 1ор$<грованяя гтроякиен-)№с ресурсов не|ти, газа, и -конденсата! и.лсдераито* рта принципиально' ваш« положений,!! выводов, иксктих научно»- И-йрвктичвсиов значение.. - '

Благодарность. Автор искренно благодарен своим учителя« -профессорам к сотрудника!! кафедра геологин и гаохйташ горячих «скотта. еам геологического факультета ИГУ га.М.В.Доыоносойз: г,г.-и.н. Н.Б.Вассоевачу, Л.Б.Бысоцкоиу, ОЛС.ВаазНозоЯ,О.К.Вурлицу, А.И.Ко-нпхову, ОХНорсагиноЯ». В.Б.Оленину, Б.А.Ссйояову, З.В.Сеиеновичу, к.'г.-м.я. Д.П.Арх:;пору, АХ Гусевой,' Н.Оядееео*,. которым обязан форюфованиеи. научдаго икровоззреннк, за консультант и пепзмзннуа поддёрчйу п период работы над дпссертацисЯ. '

Оссбуй благодарность автор еараглет rtps-^ccopy Й.Й.КсрчагшоЙ,

способствовавкей постановке данной проблемы и ^казавгей большую помощь в ходе её решения.

Развитии исследований во многом способе-: повали творческие контакты с ведущими учёшми ТуркмеиНИГРИ - д.г.-м.н. Ч.М.Пайтыковым, к.г.-м.н.' А.К.Аллановым, В.Ф.Борзасековым, А.Ф.Семенцовым, М.Ш.Таш-лНевш, а также коллегам из других научно-исследовательских цент-роа - д.г.-м.н. Е.С.Дарской, к.г.-м.н. К.Н.Кравченко, 0.П.Четвериковой (ВНИГГО»), д.г.-м.н. В.К.Ларйным, к.ф.-ы.н. А.И.Брусиловским (ГАНГ им.И.М.Губккна), д.г.-м.н. Ь.В.Кушнировым (ИГиРНиГМ),к.г.-м.н. .С.В.^улаеврЙ (ТФ "Срюзгазтехнология"), которым автор выражает искреннюю признательность за конструктивное обсуждение отдельных направлений диссертационной работы, советы и рекомендации.

Автор считает своим приятным долгом поблагодарить коллектив сотрудников лаборатории геохимии нефти и газа ТуркменШГРИ - к.г.-м.н. Э.В.Курганскув, научных сотрудников О.С.Ивахненко, Н.В.Клименко, Н,С.Шахову, Е.И.Махтумову, М.Ф.Юсупову и других за помощь в сборе и систематизации фактического материала, за исключительно добрые-и плодотворные деловые отноаения на протяжении многих лет.

Автор благодарит также голлективы геологов ПО "Туркменгеоло -гия", ШГРЭ, НРЭ, ЕЭГБ в лице руководителей геологических служб этих организаций - Э.Х.Абдиллаеаа, Х.К.Бабаева, Д.Л.Вабагша,А.И.Козина, Б.Мурадова, А.А.Николаева, С.Д.Сахиббаева, Р.С.Смирнова, Н.Ханчарова за содействие в работе.

Многие коллеги и друзья оказали неоценимую помощь в выполнении расчетов на ЭВМ, оформлении табличного и графического^материала. Всем им автор выражает свою искрешною признательность, а такке благодарит руководство Туркма|ШИГРИ за внимание и поддержку в выполнении настоящей диссертационной работы.

сомрщш'рщш

В проблеме диагностики нефтегазоматеринсккх пород и определений их возможной промышленной цёшюсти как источника УВ сырья важнейшее значение отводится оценке Исходного нсфгегазоматеринского потенциала (ПНгм) и степени его реализации, что определяет способность пород генерировать и отдавать в коллектор то или иное количество жидких и газообре зиах УВ./ Анализу современного состояния проблемы и посвящена первая глава работы. В ней показано, что к' числу основных параметров,, контролирующих .величину Пигм пород и, в частности, её нижний продол, относится концентрация органического вещества в породах.'

Учёт концентраций и. суиюркого.'содержании СБ в омдочгагт толщах • нефтегазоносных бассейнов, как показателя касогабоз кефтегкл-обраэования, был введён сцё г начале века исследованиями А,Д.Архангельского и р.тгазк • К нефтегазоматеряискяи породам они относили лияь глины, существенно обогащённУо 03 (> 2,0£).

Впоследстпио этот принцип был заложен п основу обтёмно-генети-ческого метода подсчёта запасов нефти и газа (СГМ5 НД!.Кудргго!:оП . и М.С.Старик-Елудовым (13-10 г.). Однако до тех пор, пока эгот метод использовался для оценок ке4тз№?эчос1Юх бассейнов в цехом или « крутых литолого-стратигра{ическ!!х едш(иц, соответствие между, содержанием в них 03 «запасами углеводородного сырья было впедне удовлетворительным и в целом для континентального сектора стратисферы (КСС) оценено Н.Б.Вассоевичем как 2000 : I.

Вместе с тем, неравномерность распределения запасов нефти а • Газа, как и концентраций СВ о не£тсгазоксскйс комплексах", дйятога-ла необходимость болео детальной проработки вопросов, сеязант« о проблемой диагностика лс|тсгазопровззодс;пх толщ, особекка сЗедкёц-»гых орголнчсскнм веществом. ■ •

Кгатэдопллтш В.Й.Вердадского, Н^В,8ассоег'лча, Н,В.Допатан&, ' А.А.'Лтгдисоззц. 4-.Еиз*.' я других пекаэайо,,' «гг'о

оенбйнов раепроотрмеекяэ я Ш5 гту&вт.^авемвшо |ерма,03 (§5,ЭЙ-.' йб^оЯ тссы 4орс!слиз0роЕка1ого вргвиичеейяч» .метерваяа), из ■ нет • бояыиш «есть предстаэдейй в крайне дисаввМфовшмм состойвя: (с 0,5%). У?гате«кг, ч?й доля- терригшзд: пород в .балансе КСС.крв«..; . Еьт^ет 80£» а бреда я»х 'ф&отпета об*Зм оостдаявит красноцеат- ' . нив а :п5отра«ест1!Уа «ёррясейй»'. образования .с -.низкой коадетрацгей ОВ (менее 0,5% на пзчгиго ггрототагвнеза) цедаеа05рзэность обосно-8штя; и расчета участия дашйх 'мяомниЯ в' ивфтвтообразошвга очевидна. .

Сгратяграфячасллй п геегра<?«\*гсгий диапазон развития терря-генннх тоящ»: сб«ян5ге«К .03, легально отрок п'шивзчавг древние (ргг-геад и ииямЯ ¿алсозбЯ' ^ССМЯ и Сибирской гглатформ) я болеэ . ■Молодые образования (тряае ПрнкаспййскоЯ впадшм, тегоп-готертз Тураиейой плити, оаладасш-бсррпад З&падно-Си^ирбкоЯ пакте, юяамЯ мел-ш2тропогс1!.Л$г8!1э-Тадк5!КС1соЯ>Епадгтз, пляоцен-антррлогеи Сззю-Касппйской впадиня- и др.).

• Рассмотраны основные факторы, шгтргигфуят.яе- условвя и-иаока~. 6« фоссилиэац«?' ОВ 'в'ба^еЙлхтефигёяноЗ евдшенгадапг.

.- 'эволюция'.массу .тавого еедаеуйз Зйш»'в.*бдд. разватяп био: сферы;...-

- климат;■

г паяеолыедзафгы м епгцуфгаа их бкояогич гвой продуктивности;

- глубина бассейна седиментации и газог. Л ре«им придонных вод;

- темп седиментации осадков;

. интенсивность и степень разложения ОБ на этапах ссдименто- . генеза;

-геохимические условия диагенеза; что наало отражение в работах О.К.Бордовского, В.Ь.Вебера, В.И.Вернадского, Н.И.Верэилина, А.А.Гердекяна, Т.И.ГораковоП, Л.Я.Гуляевой, .Л.Ш.Давитаавйли, А.Э,1Ьнторовача. Е.С.Яарской, Л.А.Наэариина, С.Г.ЙвручеЕЗ, И.Д.Поляковой, Л.В.Лустоваяова, £.А.?оманкивича, А.Б.Ронова, Н.У.Страхова, А.В.Сидоренко, С.А.Сидоренко, Р.И.Теодо-ровича, В.ЙД'рсдака, В.А.Успенского, с.СоПемап, С.МиПег, Ц.СеЗтюН,

ь.нееъц v других.

Анализ приведённого материала показал, что несмотря на разнообразие спектра геолого-геохимических обегановок, в которых имело место формирование терригекшх толч с низкой концентрацией ОВ, общим для- всех фактором, определяющим, количественный и качественный состав'ОВ в осадках этих.комплексов, является специфический климат (аридный и семиаридный), выступающий в роли основного регулятора биологической продуктивности и, в конечном итоге, масштабов фосси-лизации органического материала.

Это обстоятельство представляется особенно ьа.кнш, поскольку исследованиями В.А.Успенского, Я.СДарскоЯ, Г.М.Париаровой и других на различных, природных объектах было обосновано, что в.осадках как субаквальных, так и субаэралышх бассейнов зон аридного клима-. га органическое вещество находится в сорбированном или краПне дис-нергированног.! состоянии я представлено сорбомикстинитом. При этом отсутствие или угнетённое развитие высшей наземной растительности в этих климатических зонах обусловливает преимущественно сапропелевый состав органической компоненты пород, т.е. небольшое количество ОВ компенсируется, его более алинопш составом.

В развитии нефтегазореибрацнокных процессов большое значение имеет не столько концентрация ОВ в породах, сколько свободная поверхность фоссилйзируемого ОВ. Условия нефтегазообразования наиболее благоприятны, как указывают И.И.Нестеров, В.И.Шпильман, когда "вся масса ОВ в породах сконцентрирована ь одном поверхностном мономолекулярном слое и на одну её частичку приходится 10-15 частичек нородц-катализатора, что предопределяет динамику термокаталитических и радикально еопрпжёшшх реакций". Е агой свнзи нижний

предел ковдентроцгй ОВ, необходимый для реализации Пнгм в г'лйнах, обладмзцтос в ряду освдзчшйс пород наиболее высокой каталитической активностью, был значительна снижен. Стало возможным утверждать, что нулевым Пнрц обладают лиеь красноцзетные осадки резко окислительных геохкмичесюгх фаций, содаряадкх сильно окисленное ОВ э количества 0,0«. - 0,1% Ш.Б.Вассоевич, Т.К.Багенозл, Л.Н.Кир^ева и '. др.). - "

Важной особениостьо трансформаций терри гешгих толп, обеднён- ' ных ОВ, является н более высокий степзкь диа£енстичеекой" переработкиорганической компонент» пород. Этот процесс сопровоглает'ся значительными потерями легкогидролизуешх (лабильных) компонентов 03 - белков и углеводов (по К.Х.Опенгеймеру до 20-40%. от массы ОВ, попавшей я осадок) и изффатцяы&м сохранением липид'ов. При этом газдо подчеркнуть, что, находясь г дисперсной, сорбированном глн-нустимл: минералами состоянии, л тшдико. компоненты Об пород имеат более: благоприятную "сорбц!генмую защиту'' по сравнений со' свободными формами ОВ.: , "

Указанные процесса способствуят фор?«гровани)э в балш!со,0В уже на ранних стпд11ях: литогенеза повышенных' котдентрациЯ; сингеиетичных ♦ битуминозныхкомпонентов, достлгаащ« 30-60?. (закономерность Ус-' пенского-Вассоевича) и. их специфическому облику¿ '

Вместе с тем, сложность' и трудой>.»кость проведения аналитических-работ по. выделению биту;.ганозн№с экстрактов, а особенна концентратов основной -нерастворииоЯ >йс.сы ОВ яз даншйс: объектов для обеспечения кондиционности экспериментальных и последующих расчётных реконструкций.по.указанной проблеме обусловили довольно слабую её освещенность как в отечественной,-, таги* зару$еяиоЯ литературе. . Нельзя сказать, чтобы об этих толщах'забывая».совсем,.но всо же в теоретических построениях, а особенно в практических вопросах, касающихся количественного прогноза автохтонной нефтегазоносностн. территорий, им отводилось крайне незначительное внимание.'

Работ, поезящёниых детальному изучения состава и 'структур» резко рассеянных форм ОС терригенних пород немного, но и' !!мекЕ;иЯсн литературный/материал позволяет наметить некоторые общие закономерности .эволюцияорганической компоненты в катагенезе. . ; : Обобщение'-и анализ аналитических исследований Т.К.БаженовоЙ, 0;З.Бортаяевич, Л.С.Беляевой, Д.Р.Бердневой, Е.Б.ДеПчонтопкч, И.А.. Золичетео," Е.ФЛГяДунене, Е.С.Ларской, Т.Б.й'керинсй, Н.П.Силиной, Т.А.Сафрадова, В.С.Соболева, К.М.Тегелекова» И.А.Шакс,1Э.М.Шукен-'яоеой с привлечением собственных разработяя взтера показало к что

для иизкоконцентриро ваших форм ОВ терригенных пород характерна большая однотипность составов битумоидов независимо от специфики ыацорального строения ОБ и уровня его катагештической преврглрн-ности. Это. выражается в повьотенноЯ степени восстановленное™ как хлороформенного (ХБА), так и спирго-бензояьного экстрактов (СБ) и фиксируется более высокими значениями водорода в элементном балансе: II-14% (ХБА) и 9-12%(СВ). В групповом углеводородном составе ХБА превалируют меганово-нафтеновые структуры, доля ароматических -УВ не прешзает 15-202. Близки и спсктри распределения алканое нормального и изопреноидного строения в ряду cj^-c^q с концентрационным максимумом, отвечающим области h-cj^-c^-

Удивительной особенностью структурно-группового состава сиц-генетичного ХБА терригенных пород,обедненных ОВ, является установленное Т.А.Агеевой, И.А.Шакс и другими наличие алифатических зфиров и карбоновых кислот (в бензольных смолах) и фталатоз (а спирто-бензольнах смолах) на градации ШСт - ПК^. Это обычно характерно для аналогичных фракций ХБА глин, содержащих субкларковые и более Ьысокие концентраций ОБ н находящихся и жёстких термобарических условиях (градации катагенеза саше ¿СО), что кайло отражение б работах О.В.Б&ртащевич, Б,И.Ермаковой, Е.А.ГлебрвскоД.

Указанная специфика ранних этапов эволюции ■ шшокоицвнтриро-влшшх форы 03 в терригенных породах - слодстьиэ его интенсивной диагенетической переработки. Это способствовало помимо сдвигов качественного состава формировании не&бычного баланса.растворимых и нерастьоркиьк компонентов в ОВ. Так, к началу градации -ВК^ а составе 03 глин, обедненных ОВ, фиксируется высокое содержание ХБА до 15,0-<i0,OS' (здесь и далее расчёт на органически" углерод), в том числе УВ - до 0,0-10,0!?, СБ - до 30,0%. Соответственно, доля деби-тумипизкрованиого кёрогена в балансе 03 составляет всего 50,0-70,Ot.

В этой связи количественнув оценку П^у. терригенных толщ,' обеднённых ОВ, целесообразно проводить, используя элементный•состав всего РОВ, !Сак; правило, при таком варианте расчета на ранних градациях катагенеза Н/Сат=0,9-1,3, т.е. очеоидна преимущественно сапропелевая основа исходного ОВ.

Дальнейший ход еаолофш состава к структуры ОВ денных'толщ, V как! показали -.проведённые исследования', не имеет .принципиад^них отличий от • аналогичных., процессов/ протекающих в .глини'сто-алевритовых породах с субкларковыми концентрациям ОВ;" С ус.1леккем катагенеза повышается бигукинизация ОВ; .возрастает содержание ХБА и степень . «гi> восстановленное™, увеличивается доля УВ в балансе ХБА и про-

исходи? разукрупнение высоксмолекултртя структур как метанового, тая- и ароматического рядов. Ого позволяет • выявить глубинные границы -проявление главной фазы нефтеобразовання и в данник объектах, причём для ряде из них (борриас-готерив АмударышскоЯ синекли'зы, триас' ЯрикаспиЙскоЯ впадины,. докембрия''й. нижний кснбриЯ Йриутсио-го'амфитеатра).фиксируется й затухание процессов иефтеобраэовакия} что находит чбткоо. отражение в. "покиеяении" ХВД на глубинах свыше 3,5-4,3 км. ■

• Эмпирические закономерности иаменения параметров состава. 03 , '• исследуемих комплексов., с катагенезом,- установленные На-основе обобщения значительного объ1ма аналитических .дайнах, позвал пят обосновать участие глинисто-алевритоЕ?« пород, обедяедамх ОБ, з процессам нефтегазообразовздяя. Однако практический интерес, безусловно, представляет оценка практачэскоЯ значимости маспгабов. развития • • данного процесса. .'С учЗтом.-имсючеЯся; информации. возйохяоеть такого расчета обеспечивается' применением объэмно-генетического метода (ОГМУ оцеети ресурсов Ти сырья, п осноЬу которого заложен« представления о • необратимых :.и. направленных изменит!«, (В- пород -в-. процессе литогенеза, сопровождающееся взделением и последующим пера- ' распределением', в пластовой системе гтродуцйровйнш« объёмов падких и газообразных УВ.. '".V.' -■•'',' : ; -

Лторая глава поеввлена раземотренив-современногосостояния ОГМ и путей дальнейшего. совершенствования его теорий и методологии применительно- .*'; спегффичеекшг'нетр^циоймм »»{тегазоноснам хомп-¿ечеаму представлении террипйятми отложенными с ограниченной . 'удельно" 'нёфтё- и .газопродукти.Еноет.ь.я'-'адагвади.^'йх пород.

■ Значительные успехи, достигнутар в изучеьгии вопросов генерации, миграции кидких и газообразных УВ.'а.также 'формировании их залсхеЯ,''подкрспл§ннно'- .зксперкчёитаяыйА'И .й гмпирическими реконструкция!«!, 'дали мог;ны.1 импульс :развиткя- и.-'расвирёкнону. применении ОГН при раздельном колвчёстведаом прогнозировании•нсфтегазоносности недр и обосновании стратегических' направления исфтегазопоаа'овнх работ. Отмечен большой вклад в разработку теоретических основ и информационного обеспечения ОГМ, которая внесли А.М.Акрлдаод'лев, 0.К.Баженова, ТЛ'.Баженова, С.Ц.Белецкая, С.П.ЗаЯнб^ум,- Н.В.Бас-соович, П.В.Бебер, И.В.ВиссцкиЯ, А.А1Геодея«я, ' Ц.'Ф.Дваяя. Н.А.Ерёменко, М.К;Каяин*о, А.К.Кяртшов.-А.В.гЬфаин» Л.Э.Конторовяч, В.И. Корчагина,' !!.У.1'ругли*ов, В.А.Кудрздов, 3.И.Ларин, Е.С.Ларская, С.Г.Неручея, И.И.Нестеров. ГАПарлароза,- Л.А.Польсг'ср, К.З.Родяо-'нова,'Е.А.Рогоэина, В.А.Соколоп, Б.А.Соколов, В,С.Стариг-Бйудои,

А.А.Трофимук, В.А.Успенский, О.П.Четверикоьа, В.И.Шпильм&н, J.Espitaliej

G.IIucl:, J.Hunt, A.Lovoraen, M.Leuia, H.Pelet, G.nillippi.P.Galth.

Показано, что наиболее-'обоснованной чаетьп решаемой с помощью ' ОГМ задачи количественного прогноза нефтегазоносности является определение исходного генерационного потенциала дня различных фаци-ально-генетических типов 0B, условий и масштабов его реализации в ■ литогенезе^ что находит подтвсрздение в наличии достаточно чёткой взаимсвязи. размещения УВ скоплений определённого фазового состоя- . ния с интенсивностью и масштабами развития нефтегазогенерационных процессов для'различных нефтегазоносных регионов. Рассмотрены альтернативные методические подходы к количественному описанию масштабов развития нзфтегазогоперационных процессов (эмпирические, экспериментальные и математические модели), при этом показано, что точность проводимой оценки контролируется лишь степенью полноты и достоверности геохимической информации по разрезу осадочного бассейна, "

Проведённый обзор информационного обеспечения других блоков модели нефтегазонакопления на основе ОГМ (миграционного, аккумуляционного и консервационного) позволяет фиксировать имеющиеся недоработки и дискуссионные моменты в'решении этого круга »опросов. Особенно это касается количественной оценки процессов первичной и вторичной миграции жидких и газообразных УБ, определения оптимальных условий и механизмов массопереноса УВ. Многие исследователи •отмечают отсутствие следов региональной остаточной перенасыщенности пород коллекторов на путях миграции, дефицит газонасыценнос-ти пластовых вод в региональном плане и др. Это нередко даёт "почву" для развития представлений «¿ формировании залежей in ait и или ь результате вертикальной ннеразервуарной миграции, источники питания которой находятся в условиях высоких давлений и температур.

Вместе с тем, даже при имеющемся к настоящему времени в арсенале разработанных средств и способов учёта потерь продуцированных УВ в процессе первичной и вторичной миграции, но все статьи расхода фиксируются в Методических указаниях по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, конценсата и газа ЧМ. ,БКИГ«1И,1У83 г.). К тому ке, эачастук», неоправданно "загрубляю^ся" расчётные параметры, используемые при оценке ресурсов 'УВ сырья, в частности, • имеет место упрощённое рассмотрение стросния исследуемых нефтегазоносных комплексов без учёта слагающих их природах резервуаров, ёмкостных характеристикi специфики разгрузки п них noponux флюидов (в том числе УШ; динамики протекания этих процессов и масштабе

геологического времени. Указанные недочёты нередко приводят к существенным погрешностям при количественном прогнозировании нефте-газоносности территорий на генетической основе и в дальнейшем не находят подтверждение практикой нефтегазопоисковых работ.

Это, несомненно, усиливает внимание исследователей данной проблемы к поиску новых путей развития ОГМ не только вследствие количественного наращивания объёма используемых геохимических материалов, но и выявлению его наиболее узловых моментов и разработки принципиально иных вариантов их решения. ' "''..*

Учитывая, что основной вклад в формирование ресурсов УВ сырья отводится фильтрационному массопереносу УВ в свободной фазе, представляется важным особое внимание уделить определений■пространственно-временных условий достижения в коллекторах необходимых количеств первично аккумулированных жидких и газообразных УВ. способных к перемещению в фазообособленном состоянии (точнее, в форме УВ растворов) и оценке масштабов развитияэтих процессов. Иными словами, достоверность реконструкций истории формирования нефтегазовых скоплений и количественного прогноза нефтегазоносности террЪтторий на генетической основе в значительной степени предопределяется точностью оценки условий и масштабов образования в коллекторах ми-грантноспособных жидких у газообразных УВ.. .

В этой связи в рамках осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа с привлечением теоретических и экспериментальных разработок' С.II.Белецкой, Л'.М.Влоха, И.В.Высоцкого, А.А.Геоде-кяна, А.Е.Гуревича, А.В.Егорова, H.A.Ерёменко, Т.П.йузе, М.К.Ка-линко, Л.Н.Капченко, Л.Л.Карцева, А,Э.Конторовича, В.В.Колодия, Ю.И.Корчагиной, Н.М.Кругликова, В.А'.^удрякова, Л.Л.Козлова, В.И. Ларина, Е.С.ЛарскоГ:, С.Г.Нёручева, Ю.А.Пецгаси, В.П.Савченко, А.'S," Семснцова, В.З.Симоненко, Б.Л;Соколова,J .Burnt, VT, Engelhardt, КжДа^а^ m, K.Martin, H.Oberton, H.rowern и других рассмотрены основные механизмы эмиграции (водорастворёнтай, диффузионный, газорастло-реннкй,' струйный) жидких и' газообразных .УВ, олтамялыюе условия, , способствуйте их фазообособлскнв в коллекторах.и начальной стадии аккумуляции, а' такяе наиболее суаествелше параметру пластовой системы, контролируйте •'егкчдафшф развития ятях процессов.

Известно, что процессы генерации, мигрпцки и аккумуляции жидких и газообразных УЗ тттотся динамическими у xepnrfTnpHoywTcfl многофазным развитием. В этой сп»эи больнее я>тман:<в в данной глч-'ве уделено анализу динами*« развития отих процсссол при погружения нефтегазоносного комплекса применительно г иетрадигр-отп/м герриг-и-

ным толщам, обеднённым ОВ. Показано, что низкая удельная продуктивность нефтегазоматеринских глинисто-алевритовых пород не может обеспечить возможность активного струйного ыассопереноса генерированных УВ в коллектор. Поскольку количества образовавшихся УВ в нефтегазоматеринских породах малы по сравнению с объёмом поророй. воды, то перемещение отжимающихся вод в процессе уплотнения и дегидратации глинистых минералов, несомненно, воздействует на направленность, и эффективность первичной и вторичной миграции жидких и газообразных УВ, контролируя развитие этих процессов. Соответственно, эмиграция УВ имеет принудительный (пассивный) характер и происходит вместе с норовыми растворами, как частный с л у -ч а Я д е ф л в и д и з а ц и и глинистых толщ, увеличиваясь в этапы их. наиболее интенсивного уплотнения.

В этой связи совместный анализ особенностей уплотнения исследуемых комплексов и эволюции заключённого в них ОВ, как единой динамически развивающейся системы, позволяет рассмотреть миграции, а, соответственно, и аккумуляцию, как.синхронный, строго детерминированный для каздого объекта процесс.

Приведён обзор основных факторов, контролирующих состояние уплотнения глинистых толщ: минеральный состав, геотермические условия и тектонические напряжения геостатической нагрузки, динамика погружения, характер переслаивание с коллектором, что установлено исследованиями Н.Б.Бассоевича, Н.Д.Зхуса, Т.Т.Клубовой, З.А.Криво-шеевой, Н.А.Минского; ЯД.Наэаркина, И.И.Нестерова, Б.К.Прошлякова А.5.СемеНЦОВа, Б.й.Симоиенко, <1,Вит, К.Маеага, Е.Реггу^ У?.РиЬеу, М.ИиЪЬе^, <М'(е11ег в других. Доказано, что общая тевденция сни-. жения пористости глинистых толщ с глубиной обычно модифицирована развитием недоуплотнённых зон, , которые фиксируются в. определённых интервалах разреза (давлений и температур) и выделяются по резкому изменению градиентов уплотнения пород. Затруднённый отток норовых растворов в этих случаях (интенсивная дегидратация глинистых минералов, высокие темпы погружения и др.) приводит к росту напряжения в поровом объёме глин. Разгрузка .флюидов в коллектор возможна лишь в случае флшдоразрыва, который формирует сеть микро- и макротре-цин в периферических слоях глин, что завершается интенсивным уллот нением глин и появлением зон разуплотнения п смежных с ними кол-, лекторах. .

Помимо контраста давлений, на границе глиш*-коллектор существенно сказывается и. проявление контраста солёности поровых растворов и пласгодах ьод. Водьшуюг роДь » наличии этого эффекта (наряду

с ионной фильтрацией в глинах) имеет тот факт, что базовой основой поровых растворов тонкодисперсных минеральных систем является связанная вода, характеризующаяся в статическом состоянии инертностью, повышенной плотностью и вязкостью, т.о. необладпюцая растворяющей способностью по отношению к минерально!! и органической составляющим пород (Л.М.Елох,В.5.Симоненко,к,Ог1и,И.Го»гегв и др.). Являясь' малополярным растворителем, она, переходя в динамическое состояние., слутат актившм транспортирующим агентом выноса жидких и. газообразных УВ з коллектор.

При идоде ("прорыве") поровых растворов из глин в грубозернистую среду коллектора в результате снижения давлений (Р,^ ^пор' и изменения минерализации смешиваютцихся поровых и пластов!« вод мотет иметь место фаэообособление *идких и газообразных УВ вследствие эффекта высаливания, а для последних и дегазации. Масштабы ' развития этого процесса контролируются градиентами перепада значений указанных параметров на границе глика-коллектор и особенно "значимы в этапы интенсивного уплотнения глинистых пород, когда из них высвобождаются значительные-'объемы, поровых растворов. Разгрузка .флюидов и сопровождающее этот процесс в отдельные этапы фазо- . обособление УВ происходит как в кровельной, тая и подозванной частях калдого коллекторского пласта, однако нисходпцео направление эмиграции. УВ флюидов (подошвенная эмиграция из нефтегазопроизводя-щей толЕ?») рассматривается кшс более приоритетное ввиду значительно меньших 'объемов их потерь на пути'миграции.

В процессе ^ прохождения нефтегазопроизводст^ш! породами этапа интенсивногоупхатяенкя дисперсно рассеянные микрообъёмы УВ, выделяющиеся в свободную Фазу в коллекторах, «ойцентрирувтея под флюидоупором, что представляет собой п е р в и ч н у'ю а «кумуляцию УВ в виде смеси определённого фазового состояния. При достижении критических содержаний УВ, при которых гравитатт-онная сила превысит сопротивление органоминеральноЛ а водной среда природных резервуаров, имеет место отрыв определённого объёма УВ смеси (мигрантноспособкых УВ) и его фильтрация либо всплнвадао по восстанию пласта: вдоль контактной. поверхности материнской толцл и коллектора к зонам аккумуляции. Подробно рассмотрена необходимые условия и критические объёмы УВ для осуществления этих процессов, количественное обосновшше реальйостя развития которых в природных условиях дано в работах И.В.Высоцкого, Т.П.Яузе,. Л.Е.Гуревича.Л.Н. Капченко, А.Л.Козлова, Н.М.Кругликова, В.А.Кудрякояа, П.Н.Ларина, С.П.Максимова, В.П.Савченко, й.ПчЬЪег*.

Обобщение указанных материалов позволило для терригенных толщ о низкой концентрацией ОБ взять за основу следующую модель первичной миграции и аккумуляции жидких и газообраддах УВ. Она базируется на представлении о приуроченности основных масштабов эмиграции УБ к этапам резкого уплотнения нефтегазоматеринских толщ. Именно в это время создаются наиболее благоприятные условия для высвобождения значительных объёмов поровых флюидов (в том числе и продуцированных жидких и газообразных УВ) из глинистых толщ в коллекторские пласты через кровельную и подошвенную части последних, приводящие в отдельные этапы к фазообособлению, первичной аккумуляции УВ и их последующей динамичной разгрузки в зоны аккумуляции. ■

Количественная оценка масштабов развития данных процессов и, . прежде всего, последнего, результирующего, и должна являться необходимой разовой информацией, на которой осуществляются все последующие пространственно-временные реконструкции формирования УВ скоплений, оценка их фазового состояния и ресурсов.

Значительное внимание в этой связи уделено разработке детали-' эированной расчётной балансовой модели, увязывающей весь ход эволюции продуктов трансформации ОБ от их генерации до выделения, фазо-обособления и первичной аккумуляции в ксллекторских горизонтах (дифференцировано за каедый выделенный этап уплотнения нефтегазоматеринских пород) . Снятие сопровождающих эти процессы потерь УВ флюидов на насыщение пластовой системы осуществлено в два этапа: в собственно нефтегазопроиэводящих породах и коллекторах. Важно подчеркнуть, что оценка масштабов эмиграции и первичной аккумуляции УВ рассматривается отдельно дд* условий подошвенной и кровельной эмиграции УЕ флюиДов в коллекторские горизонты с учётом числа последних в объёме нефтегазоносного комплекса.

Алгоритм модели представлен в виде ряда систем уравнений, фиксирующих совместное нахождение в поровом объеме исследуемого ' комплекса жидких и газообразных; УВ в виде различных форм связи с органо-минеральной и водной средой, а также взаимосвязи их свободных обьёмов(в расчёте на удельный объём породи). • :

За начало отсчёта для первого этапа уплотнение принимаются параметры пластовой системы (температура, давление, коэффициенты генерации УС, пористость глин и коллекторов, минерализация вод и др.), отвечающие глубине погружения комплекса до 1000 м, когда основной объём рыхлоевязанной води удалён из глин, что обычно соответствует градации ПК.;.-Дня каждого последующего этапа уплотнения в расчётные статьи балансовой модели вводится информация, учиты-

ващая изменение значений рассматриваемых параметров, имепяее место. за период погружен«* между выделенными Этапами уплотнения, вклвчая расчётный.

Ниже приводится описание балансовой модели первичной аккумуляции жидких и газообразных УВ за расчётный этап уплотнения:

Нефтегазоматсринская порода \- .

Расход удельных объемов нродуциропаннг« жидких и газообразных УВ выражается системой уравнений: . . '

/« = 9с + ЯСв+ 9^ * + ^г + ^; : " « + 9вв * 9рв1 * 9рг(1 + 9мн ♦ ^

где 9г ~ генерированные газообразные и жидкие УВ, соответ -

ственно, м3 и г ( здесь и далее расчёт на Л н3породы); 9с* 9с --сорбированные породой газообразные и жидкие УВ,

■ м3 и г; '

9вв* 9вв~ гаэообРазнис 11 жидкие УВ, вынесенные а водном раст-. воре из нефтегаломятеринских пород в процессе реа- . лизацкя этапа уплотнения, м3 и г; <£„ " газообразЕМе и кидкис УВ, растворённые в порошх

водах на конец этапа уплотнения, мэ и г ; " газообразны;? УВ,' рлстяорЗнн-ое в фазообособленных

■ > жидких УВ, м3 ;.

- жидкие УБ, раеггорёниые 5 фазообосойлсотом газе, г; ' н* ^ ч

9мг^9рг ^ " "•'■,ёртвая"газ0нась,т1е!И0сть пород (количество .

мг жидких УЗ, растворсыгнух в дашом объёме газовой

• фазы, г);

9*нЩрг ) - "мёртвая" ¡¡ефтснасяценностб пород, г (количест-> во газообразных УЬ, растворённых в данном объёме жидкой фазы, м3); С^л) - мигрантноспособ1ке фазообособленнЫе газообразные и жидкие м иг.

¡коллектор

Миграция УБ г» коллектор может быть ос^есталона при участии следующих механизмов мзссопереноса:

)г

газообраз!Ие УЗ - . + 9*Ф

жидкие'УБ' - > &

Удельные объёмы УБ флюидов, поступивших в природные резервуа-рм оцениваемого комплекса, можно рассчитать, используя систему уравнений: ' . г/о . Я • 9им

подошвенная эмиграция - ('^./^эм' ~—~" ц-

1 пр /я', > 1/2 "'г'^эмр кровельная эмиграция - (_9ЭМ(%Н) / ц ^-

где Мр - рабочая мощность нефтегазопроизводядих толц в разрезе исследуемого комплекса, достигших или прошедших зону глубин, . отвечающих выделенному этапу уплотнения, м; М^ ИЦ- соответственно, мощность (м) и число коллекгорских гори- зонтов, достигших и прошедших данную зону глубин. ' Система уравнений расхода эмигрировавших -жидких и газообразных УВ и формирования их мигр&нтноспособшх объёмов ы коллекторе имеет следующий,вид:

Подошвенная эмиграции газообразных, и жидких УВ

<& й рг] ■ Щг* - * % ♦ %%+

Им " ^^к, '

мф

Кровельная эмиграция газообразных и жидких УВ

« - <£* ♦ <ГР^ Я>95^-

где - объём .дегазации поропмх вод при их пнецоенки в кол-

"дг. вл ..„„„ „я, ^ лектор, м ;

(Й - объём дегазаций "кидких УВ, мигрировавших• в коллек-

^ тор, *3 • .V

- объём диффузионного массопереноса газообразных (жид-

ких) УВ в коллектор, м3 (г); - объём конденсирующихся жидких УВ из гаэоконденсатного * Рг раствора в процессе эмиграции, г;

*}рк - рассеянные в коллекторах жидкие УВ, г;

9м - мигрантноспособные газообразные и жидкие УВ, образовавшиеся в коллекторах за расчётный этап уплотнения, и3 и г.

Знак & фиксирует разницу значений параметра в условиях предельного насыщения пластовой систем« углеводородным компонентом и достигнутого вследствие реализации рассматриваемого этапа уплотнения.

Расчёт плотностей первична аккумулированных мигрантноспособ-ных жцдких и газообразных УВ о исследуемом комплексе-за изученный этап уплотнения можно провести по уравнениям:

Сакк= + * % + ^)под.зм^г-.10б(из/к112)

9п.акк= Г< <£ф * 9ргМ;^0В-ЭЦ-+ + 9рГ14ГЛ-3"Ь Ы™2*

В работе детально рассматриваются способы определения каждого входящего в уравнения параметра. Адекватность предложенной расчётной балансовой модели фактическому распределен»!» УВ в пластовой система коллекторов исследуемого комплекса' можно оценить, используя в качества контрольных параметров аналитические определения содержания жидких УВ и газанасыщенносги пластовых вод, а также специфику размещения выявленных УВ скоплений.

Обобщая вышеизложенноо, следует констатиропать, что лияъ проведение детальных реконструкция материального баланса продуцированных и эмигрировавших 'жидких к газообразных УВ дяффережрфовашго за каждый этан уплотнения нефтегазоиатеринских пород позволяет более обоснованно оценить объемы мигра»тюспособ!ых УВ,.сформированных в коллекторах, и дать сравнительный палеогенетнческиЯ анализ условия и масштабов развития этого процесса применительно к нетрадиционным терригенным нефтегазоносным комплексам, обедавших ОВ, что представляет.одну из модификаций историко-геноткчосяого подхода к оценке нефтегаэоперспектив регионов.

Представленная схема расчёта масштабов первичной аккумуляции УВ рекомендуется для получения базовой информации при оценке ресурсов УВ сырья на основе ОГМ. Не следует при этой исключать л возможность пополнения свободных УВ зА счет фазообособ-Ления газообразных и жидких УВ из мигрирующих водных растворов {детзацяп, вуса-

ливание, фильтрационный эффект) на пути регионального подъёма кол-лекторских горизонтов исследуемого комплекса, хотя следует признать, эффективность этих процессов в формировании УВ скоплений обычно невысока.

Дальнейшее проведение раздельной количественной оценки прогнозных ресурсов УВ сырья исследуемого комплекса на генетической , основб сводится к районирование региона по плотности первично аккумулированных мигрантноспособных жидких и газообразных УВ (суммарно за все выделенные этапы интенсивного уплотнения нефтегазопродуци-рующих толц). Участок региона, ограниченный изолиниями нулевых и положительных значений указанных плотностей, фиксируется в. качестве очага формирования мигрантнослособной УВ фазы, автохтонной смещающим отложениям (05!.СГВ). Произведение плотностей мигрантноспособных УВ на площадь 055С/В представляет объем жидких и газообразных УВ, способных к внутрирезервуарной миграции в свободном состоянии ( в форме УВ раствора) в объекты аккумуляции - потенциальные ре- . сурсы УВ сырья.

Учитывая, что перераспределение касс мигрирующих УВ между различными участками региона в значительной степени является функцией структурного^контроля, оценка масштабов развития этого процесса диктует необходимость выделения на структурной (палеострук-турной) основе нёфтегазосборных площадей (НГ'СП), для которых естественными барьерами служат днища впадин, границы литояогических замещений, гидродинамические экраны.

Поступление УВ флюидов в зоны нефтегазонакопления, расположенные в контуре (ШУВ, определяется размерами питающих их НГСП и плотностей мигрантноспособных .УВ, тогда как для периферийных-и разобщённых зон нефтегазонакопления (классификация по В.А.Соколову, 1983г.), необходимо предварительно снять потери УВ на предельное насыщение пластовой системы коллекторов углеводородами, Ваяно подчеркнуть, что, располагая сведениями для каждой НГСП о соотношении газообразных и жидких УВ в составе мигрирующей смеси, можно, рассчитать его и в объектах прогноза, т.е. дать раздельную оценку ресурсов нефти, газа и конденсата.

Наконец, в контуре каждой зоны нефтегазонакопления необходимо учесть непроизводительные затраты жидких и газообразных УВ,. на создание 'шлейфови ореолов их рассеянных и полуконцентрированных масс вокруг залежей нефти, а также потерь (при наличии соответствующих условий) на межформационкые перетоки, окисление и диффузионное . рассеяние УВ. Оценку данных параметров можно провести, используя

•¿i.

разработки Е.С.ЛарскоЯ, М.К.Калинко, В,В.Ильинской, Л.А.Карцева и лр.

Полученная в итоге разница между определёнными потенциальными ресурсами жидких и газообразных УВ, их потерт/и в объектах аккумуляции и оели'шной разведанных яапясоо УВ сырья прздстзмяст прог-пззше ресурсы углеводородов.

Рассмотрение данной проблемы показывает, что дифференцированная оценка ресурсов жидких и газообразных УВ на основе предложенной схем/ расчётов, как и прогноз фазового состояния УВ скоплений, невозможны без детализационного количественного учёта фазовых превращений УВ систем в пластовых условиях.

Разработке методических приёмов решения'этих вопросов с применением аппарата математического моделирования на ЭВМ посвящена третья глава диссертации. В ней показано, что пластовые УВ системы в земной корэ могут находиться п одном из четырёх термодинамических состояний: гомогенном твёрдом, '¿идиом, газообразном и гетерогенном парожядкостном. Учитывая, что продукты трансформации 03 представлен в пластовых условиях пак жидкими, так- и газообразными УВ, рассмотрена специфика взаимодействия их свобод«« объёмов с образованием газожидкостннх УВ систем (УВГЯС), физико-химическая сущность последних и условия развития фазовых переходов.

Теоретическое и экспериментальное обоснование этих процессов нашло отраженно в работах А.И.Браудс, А.И.Ерусиловского, Л.С.Вс-лнковского, В.И.Ермолкина, М.И.Гербер, Г.Р.Гуревича, М.З.Дзали, • Т.П.Яузе, В.В.Куширо'ва, А.Ю.Нглшота,'Т.Д.Островской, Я.Д.Саввиной, Н.С.Старобкнца, Г.С.Степановой, В.А.Чахмахчева, В.А.Шнсйдера, В.В.&пкина. J.Anieka,. B,C'ornoiX,l)iltaiЗ.Зсп«, T.Sherreod и других исследователей, где к числу основных факторов, контролирующих фазовоз поведение пластовых УВ систем, отнесены: давление (Р), температура(Т), состав и соотногение объёмов паровой и жидкой фаз.

Д1Н анализ экспериментальной информации по изучения взаямо-растворимости природных к искусствегегых УВ смесей различного фазового и компонентного состава в иироком диапазоне температур и давлений. Особое внимание при этом акцентировано на вопросах определения критических параметров УВ системы, в частности, условий перехода нефти п однофазное газовое состояние с образовайиен надкритического парообразного флеида и полного растворения газообразно: УВ а нефти, что представляет практический интерес в связи с вмяеиени-ея механизмов массоперекоса УВ флюидов п пластопых условиях, п

также прогноза фазового состояния УЗ скоплений.

Несмотря на значительное количество экспериментов по моделированию фазовых превращений УЬ систем, приближенных к условиям пласта, эти исследования носят отрывочный , локальный характер и в основном направлены на реаение вопросов, связанных с установлением подсчётных параметров конкретной УВ 'залежи, а также обоснованием выбора оптимальных технологических проектов извлечения и обустройства месторовдений, планирован ия добычи и переработки УВ сырья. Соответственно, имеющийся разрознешшй и зачастую несопоставимый материал не позволяет составить пакет сводных диаграмм й номограмм прогноза фазового состояния и состава УВ систем в широком диапазоне давлений и температур, который можно использовать как для локальных объектов< так и УВГЖ, соответствующих.крупной зоне, району, области нефтегазонакогшени!! или даже нефтегазоносному бассейну в целом,

Еольс'пе возможности в реализации данной идеи открывает применение методов математического моделирования, описывающих, процессы, происходящие в.пластовых услов'.гях с ьшогокоютснентшми системами,на оснозе.законовтермодинамики, что поручило довольно серьёзное обоснованно и.развитие в нефтегазопроьисловой отрасли, но может быть использовано и в прогнозных целях на стадии нофтегазопоисковых работ.

Дня решения круга рассматриваемых проблем была использована . программа дня ЭВМ "Расчёт парожидаостного равновесия пластовой смеси1,', разработанная А.И.Брусиловским,. Г.Р.Гуревичем. В её основу положены принципы термодинамической совместимости компонентов паровой и жидкой фаз УВШЗ, находящихся в равновесии, базовое состояние шю-гокомпонентной системы описывается уравнением фазовых концентраций, что позволяет определить количество паровой и жидкой фаз в равновесной термодинамической системе, а также концентрацию индивидуальных компонентов в каздоЯ из фаз. Вместе с тем, специфика составления данной программы для целей моделирования процесса разработки УВ залежи и фиксации изменения её фазового состоянии и состава в пластовых условиях потребовала внесения рада корректив в её алгоритм в связи с адаптацией применительно к рас сыатрквасмым в, данной работе задачам, что было выполнено автором в творческом содружестве с Э.Б.Курганской и С.Ь,ТудаовоЯ.

Краткое описание аагоритка расчета I. Для каждой пробы, моделирущзй природную углозодороднув

газожцдкостнуи скстсгу*, задаётся исходная информация:

- состав исходной смеси п молярных долгх, включающий индивидуальный-состав компонентов газовой фазы, фракционный состав жидкой фазы с-пересчётом последних на стандартные фракции Р^ - Рт? (всего учитывается 17 Фракций с температурами кипения Р - 333°К,

- 636°Ю, температура кипения, плотность, молекулгр!мй Пес, а-также критическая температура (Т^), давление (Ркр) " ацентрический фактор (ОЬ-) для каждого индивидуального компонента (фракции) 'рассматриваемой УВГЖС;:

- исходные соотношения газообразных и жидких УЗ (Г5ИСХ).. Данный показатель представлен В вариантам« значений в диапазоне Н50 -25 ООО м3/мэ и фиксирует отнесение объёма свободного газа, приведённого к стандартным условиям, к объему стабильной нефти;

- рабочие значения термобпрических параметров: начальное давление - '15 Ша и температура 50°С с последующим шагом их' иараста-нпя, соответственна, 10 Ша и 25°С до выхода УВГЗС-в. критическую или однофазную область.

2. Дяя кигдого заданного состояния УВПйС (Р; , Т[ я П£ ) рассчитывается приблихёшшз значения компонентов смеси по формуле:

Р • г ■ Т К1 схр[5,372697 (I + Ц.М1..--

где КI - константа фазового равновесия ¡- го компонента, пред-, сташнзэцая; отношение его-мольных долой и равновесных паровой и жидкой фазах системы.

3. Определяется мольная доля паровой фазы ( у ) на основе решения уравнения фазовых концентраций: .

где - моляр>»ые доля £.-го компонента в пластовой

смеси в паровой и жидкой фазах, соответственно.

4.- По'системе уравнений находятся молярные доли индивидуальных компонентов смеси п паровой я гладкой фазах:

*- Использованная выборка йроб.представлена четырьмя вариантами исходных составов жидкихи-газообразных'УВ, отражащкх; взаимодействие нсфтеЛ иетаноло-пафтензвогэ и метаяово-ароматкческого УВ состава с 'сухим (С^в ¿3,05 об.) .и жирным УВ газом (С2«-я>10,0?« об.)- при -низкой; 5ото?.«1трааи»'-ииеды!С кеипокеитов

] - 1) + 1] , поскольку Уг К[-Х1 , то

Моделирование фазових превращений исследуемых УВГЖС но данной программе было проведено в Т.5 "Союзгазтехнология". Результаты выполненных расчётов позволили дать количественную и качественную оценку, состояния и состава данных УВ систем в широком диапазоне термобарических условий.

Для всех изученных составов модельных проб (при одном значении Г01(СХ) установлена общая тенденция роста с глубиной (давлением, температурой) взаиморастпорииости жидких и газообразных УВ и, как следствие, возрастание значений потенциального содержание конденсата в паровой фазе (КЗ) и газа, растворённого в жидкой фазе (ГФ). Увеличение температуры в. изобарическом режиме, как показали исследования,' приводит к разнонаправленному изменению значений данных , параметров - наряду с ростом кондснсатосадержания газов, отчетливо, прослеживаотся снижение газового фактора нефтей, Ьагло также подчеркнуть, что кок йбсояютные значгння К$ и -Г?, так и градиенты изменения йх величин в сходных условиях выше длп УЗДкС, моделирующих взаимодействие УЗ гагой и кефтей,.обогащенных меташво-нафтеношми УБ, по- сравнению с нефтями метаново-ароматического основания, причём эти различия проявлю г с я более контрастно; при увеличения в. составе гаэоаой фазы УБ системы содержании гомологов метана.

Анализ пли гний исходных соотношений газообразных.и жидких УВ . пластовой УВ смеси на их взаиморастворимость для всех изученных составов подтвердило экспериментальные данные, что рост .способствует снижения, конденсатиого .и газового факторов УВГЖС в сходной термодинамической обстановке.

На основе полученных расчётных значений КФ и Г£ для каждой из четырёх изученных УуГ.й; построена комплекты номограмм, наглядно иллюстрирующих отмеченные закономерности изменения данных параметров в широком диапазоне значений Р ,Т и Г*»иох. Принцип построения номограмм сострит в следу ищем (рис Л): в левом нижней углу номограммы нанесена линия, учитывающая плигнис ГФИСХ на взаиморастворимость газообразных и ' жидких УВ флвддов.Над этой кривой расположены изотермы, отражающие значения пластовых температур, Основное'пола .номограмм занимают изобары (с учётом соответствующих им пластовых температур), под которым^ на Оси абсцисс нанесены искомые значения содержания конденсата в паровой фазе и газа, растворённого в жидкой фазе пластовой УВ систем^

Моделирование ужесточения термобарических условий развития

•25000

10000 ■ 7500 5000

15 25 35 А III

15 <5> /За , 45 45 55 55 15 ¡25 Ы! кЧ / /

Б.

15 25 35

' I &

>15 ,25 35 ч\

500 703 юоа 2000 ' КФ,г/к?

ГФУ/1

Рис. I Номограммы для определения параметров состава пластовых УВ систем: А -конденсатного фактора (КФ), Б- газового фахтсра (ГФ) по результатам моделирования фазовых превращений на ЗЗМ. Условные обозначения: сифр кривых - значение пластового давления, Ша при определённых температурах. Значения температуры отражены знахЬм: I - 50°С; 2 - 100°С; 3 - 150°С.

ГО

а

УВП2С позволяет фиксировать достижение в определённых условиях однофазного или критического состояния. На основе проведённых расчётов изменения объёмной долижидкой фазы в пластовой УВ смеси показано, что переход последней в однофазное жидкое состояние (для всех рассмотренных составов модельных проб) может иметь место, когда Г$исх не превышает 500.-; 1000 м3/м3 и определяется значениями пластовых давлений 45 - 77 КПа (Т - 50°С) и 42 - 62 ШаЧТ - 1?5°С). Термобарические условия этого перехода, контролируются также начальным составом взаимодействующих газообразных к жидких УВ, снижаясь по мере увеличения в балансе исходного газа гомологов метана, а среди компонентов жидко" фазы — доли метановых УВ,

При значениях Р5И„^>1000 н3/м3 получаат развитие двухфазные УВ скопления, причём условия их распространеная . также определяются достижением.критических значений пластовых давлении и температур, когда нефть может полностью раствориться в газовой фазе, образовав надкритический паровой флюад. .

Использование полученных расчётных данных позволило автору совместно с 3.В.Кушлкрошм разработать фазовые диаграмма УБПС.в широком диапазоне изученных даэлениГг, температур и соотношений объёмов взаимодействующих газообразных и жидких УВ. В этом случае графически моделируется совокупность двух- или однофазных УБГЗС, обгсдинанных общим начальным составом газообразных и жидких УВ. Вместе они образуют сводную'фазовую диаграмму в координатахР(Т) -Г5„сх, на которой каждому УВ скоплсюш с фиксированными значениями исходного газового фактора'(при известных Р и Т) соответствует определённая точка в её однофазной или двухфазной области.

Б частности, на прнведошюЯ фазовой диагр<адме УВГ2С,-.отрожа-ющей взаимодействие нефти метаново-нафтенового основания и:сухо-. го УВ газа в различим* термобарических условиях (рис.2), отчётливо прослеживается двухфазная область, оконтуренная кривыми .начала конденсации и испарения, сходящимися в критической точке. Внутри двухфазной области проведеда изолинии объёмных содерканий жидкой .фазы. Как показали расчёты для данного объекта, предельные.:эначе-.. ни я Г-?цсх и критического давления, при котором УБ система ещё может находиться двухфазном состоянии при Т - 50°С, Т00°С, и 150°С составляют, соответственно, 32 ООО м3/м3(56 Ша), 20 ООО м3/м3 (49 МЯа) и 25 ООО а'/к'КЗ 'Яа), при этом критическое газосодержа-нне для объединённой УВГЖЗ (значение ГС^,СХ в критической точке) _ 'отвечает 1000 мэ/м3.

За пределами двухфазной области на фазовой диаграмме выдел я-

1000 2500

Г - 50°С 5000 ■ 7500

10000

ГФисх»м3/м3

25000 30000'

Рпл., ыпа

С " Т-100°С

1000 2500 5000 л- 7?00 ; ■ ЮООО

ГФисх,мУм3

25000 30000

мпа

Рис. 2 ¿азовые диаграммы пластовых УВ систем по результатам моделирования фазовых превращений на ЭВМ. Условные обозначения: I -изолинии об'ьёмной. доли жидкой фазы УВ системы; 2 -7 -зоны распространения УВ залежей: 2 - нефтяных, 3 - газокоднесатнснефтяных, Л - нефтегазсконденсатных, Ь - газоконденстаных с непромышленной оторочкой нефти, б - га-зоконденсаткых, 7 - сухого газа. С - критическая точка УВГЖС; а- кривая точек начала парообразования; кривая точек росы.

г*.

кт с г области распространения однофаз!Шх нефтяных скоплений, газокон-денсагов и сухих газов.

Аналогичные фазовые диаграммы построены и для других изученных проб. Отмечено, что дЛп нефтеП метаноБО-аромагического типа УВ состава наблюдаются более высокие значения Ркр (при сопоставимых температурах), а предельные значения Г5исх, при которых УЗ системы ещё могут существовать в двухфазное состоянии, превышают 3U UU0 ы3/ма.

Как показали результаты моделирования на ЭВМ фазовых препраще-•1ШЙ УБГ2С, взаимодействие газообразных к жидких компонентов УЗ сноси в пластовых условиях приводит не только к количественной, но и качественной трансформации составов ее паровой.и жидкой фаз. Так, с увеличением жёсткости термобарическкх'условия фиксируется возрастание молекулярного веса и плотности как "ндкой фазы (нефть), так и растворённых в свободном газе жидких УВ (конденсат). По игре приближения к критическим значениям давлений и температур происходит сбли-жаше значений указанных параметров для данных объектов и в критической точке, когда пластовая смесь характеризуется уже гомогенным состогнием» они сливается.

Несомненный интерес представляет также количественный анализ вариаций состава газовых компонентов дифференцированно для паровой и кидяой фаз пластовых УБ систем в аналогичных условиях. Расчёты показали, что для всех изученных составов УВГЛЗС ужесточение термобарического реяима сопровождается ростом "сухости" УБ газа, растворённого в нефти, и одновременным обогащением гомологами нетана паровой фазы, причём, градиент изменения показателя CB4/ZC2+3 розко снижается по мере роста Г®ксх пластовой УВ системы л доли гомологов в балансе газовых компонентов. Влияние состава жидкой фаза УЬГЖС на .перераспределение гомологов метана в её паровой и жидкой фазах,как показали расчёты, менее существенно и контролирует, главным образок, условия полного перехода в однофазную область..

Указанные зависимости отмечались и ранее как яри проведении экспериментальных работ, так и на примере различных природных объектов,, однако по результатам математического моделирования на ЭВМ они находят.более строгое количественное выраженио с учётом широкого спектра интенсивных параметров (Р, Т, Гйисх) и составов взаимодействующих жидких и газообразных УВ.

Область применения полученных результатов весьма ббвярна. Выявленные закономерности изменения состава и фазового состояния пластовых УВ систем яогут бить учтены пря реяонструкдаи условяЯ формиро-

■ъ.

вания УВ скоплений на основе ОЙ, в частности, при определении механизмов и масштаба перераспределения свободных объёмов жидких и газообразных УВ, продуцировашых и исследуемом нефтегазоносном комплексе, а также при проведении количественного прогноза фазовой зональности УВ скоплений, решении вопросов оценки рентабельности ое-, военип УВ залекеП и выбора оптимального режима их разработки.

Практическая реализация предложенных автором методических приёмов раздельной оценки ресурсов жидких и газообразных УВ с учётом разработанных фазовых диаграмм и номограмм продемонстрирована при дифференцированном количественном прогнозе нефтегазоносности на ' примере природных объектов Туркменистана, что наоло отражение в четвёртой главе диссертации.

В вводной части данной главы приведены сведения о геологическом строении, термобарическом режиме и нефтегазоносности Южно-Каспийского и Амударьинсксго НТВ, в разрезах которых получают широкое развитие пестроцветные и красноцветные терригенкые толщи с низкой концентрацией ОБ (.<-0,6%) в слагающих их породах. При изложении материала использобаны результаты исследований Э.Х.Абдаллаева, Я.А. Абуковой, А.А.Аванесоьа, А.Й.Акрамходжаева, .А.К.Алланова, К.Н.Аман-ниязова, Г.И.Амурского, U.A.Аамрмамедова, Т.Аширова, А.Г.Бабаева, X.К.Бабаева, Д.А.Бабаяна, А.А.Бакирова, О.В. Баргашевич, Н.В.Бек-■ мурадова, А.Г.Блискавки, В.Ф.Борзасекова, З.А.Буниат-Заде, Г.А.Габ-риэлянца, Л.Г.Гаврильчевой, Э.Г.Гельцыева, D.H.Година, И.С.Гулиева, А.Н.Давыдова, Б.В.Денисевича, Г.Х.Дикенытейна, В.И.Крмолкина, М.'С. ймуда, А.У.Захидова, Т.Илзйанова, И.и.Калугиной, К.А.Клещёва, В.В. Колодия, К.II.Кравченко, Н.А.Крылова, Э.Ь.Курганской, А.К.Мальцевой, Н.Уамиэсенова," Б.U..Мелихова, 1а.->..'<Ьхтиева, ¡¿.К.Мирзаханова, В.М.Му-' радова, Н.О.Назарова, О.А.Одекова, Ч.ЖНаЯтыкова, Л.С.Пашаева, Д.Г, Сахатвалнева, a.b.Семеновича, А.¿.Оеменцова, о.К.Солодкова, И.С.Ста-робинца,. -К-Д.Таимова, .¿.ш.Ташиева, К. .'¿.Тегелекова, О.Узакова, Н. •Хаджииурова, Я.А.Ходкмкулиеьа, Г.^.Худа1*ша:>арова, З.Б.Хуснутдинова, Ъ.К.Шарапова, В.А.Ыавпкова, Р. J.iOfepena и др.

Объектами детальных геохимических исследований явились средне-плиоценовые отложения восточно!) части ¡¡Зашо-КаспиЯского ИГ& (нижне-красноцветный комплекс п границак Западно-Туркменской ГНО и Апшеро-.но-11рибалханской Ш'О) и берриас-готеривские отложения юго-восточной части Амударьинсксго iU'U (Ыургабская ГО, Ьадхыл-Карабильская ГО), что позволило рассмотреть особенности формирования и реализации "нгм Аашшх толч в различных геотектонических условиях.

Формирование нижнекрасноцветных отложений Южно-Каспийского НТВ происходило в геотектоническом режиме межгорной впадины. Палеогеографические условия оедиыентации отвечали мелководно-морскому бассейну, куда в обильной количестве поступал терригенный материал вследствие размыва прилегавших к бассейну возвыпенностей (Б.Балхан, М.Балхак, КйПвтдаг и др.), а так*® дельтовых выносов палеорек. Изученный комплекс ыощностьп от первых десятков метров в зонах выклинивания (северный борт Келькерского прогиба, Аладаг-Мессерианская ступень) да 1800 м (акватория Юкного Каспия) сложен переслаиванием красно-бурых»'зеленовато-серых и серых глин, алевролитов и песчаников, причём доя« последних в разрезе не превышает Z0-405S. В региональном плане отмечается тенденция увеличения глинистости отложений в западном и юго-восточном направлениях (Э.Г.Гельдыов, I98b-88 гг., Д.А.Вабаян, 1965 г.),

В составе глин основными породообразующими мгаералами являются монтмориллонит (до 40S), гидрослюда (до 4055), в качестве примеси встречаются-каолинит, хлорит.

Глубина залегания нижнекраскоцвстного комплекса варьирует в широком диапазоне - от первых: сотен метров до 8000 м, что в термобарическом поле отвечает значениям пластовых температур 30°- 130°С и давлений 10-130 Mita. / :

Ключевые показатели,'определяющие специфику условий развития исследуемого'объекта: "лавинные" темпа седиментации (до 2000 м/млн лет), аномально-высокие пластовые давления (Ка= 1,5-1,8) и низкие геотермические градиенты (X,25°-2,60°), обусловившие растянутую зональность катагенеза ОВ пород (градации - ПК^-МС»), ■ '

Накопление борриас-rQf?ривскиу отложений в пределах юго-вос- ' точной части'Амударьинского ИТэ имело меЛо в различных аккумулятивных полеоландшафтах от мелководно-морских до континентальных в режиме молодой платформы с низкими скоростями седиментации (5 -20 м/млн лет). Это способствовало развитию пирокого спектра литофаций (использована содшснтаедюнцая модель комплекса, разработанная и.ш.твялисейм, 198ь-92 гг.), представленных ассоциацией пестроцвет-1шх и красиоцвстных глитсто-алевритовых и песчаных пород мощностью 100-490 м. В иитаей части разреза (бсрриас-валанжин) установлено присутствие карбонатных образований - мелкозернистых глинистых известняков и дваСмитов, доля которых возрастает в юго-западном Направлении. Важно указать, что основным породообразующим.минералом _ пелитовых разностей беррпас-готерквсхого комплекса является каолинит.

Глубина залегания берриас-готеривских отложений в пределах исследуемого региона изменяется от 1250 м до 6200 м, что соответствует 'значениям пластовых температур 60°-185°С, давлений - до 80 Ша

ска =1,2-1,3). . -

Специфика геотектонического режима данного объекта проявилась-в низких скоростях седиментогенеза, более высоком уровне прогрева несоответственно, катагекетического преобразования ОВ пород (градации ЧЖ3-Ж4), а также благоприятных условиях разгрузки пластовых флюидальных систем.

Несмотря на отмеченные различия в развитии объектов исследования, установлена общие для них закономерности формирования и реализации нефтегазоматеринского потенциала ОВ пород, При обобщении массива аналитической информации помимо собственных исследований учтены.данные О.В.Варта'зевич, Д.Р.ЕердыевоЙ, Т.Г.Виноградовой, Э.С.Извековой, Н.С.Кукуевой, Е.С.Ларской, Г.В.Редина, В.К.Солодког.а, К.М. Тегелекова,,О.П.Четвериковой и др.

Современные концентрации. 0В в- глинисто-алевритовых породах ■ изученных объектов значительно ниже кларковых значений для данных литотипов и составляют 0,1-0,вне зависимости от аккумулятивных палеоландиафтов. Проведённая реконструкция содержаний 0В пород на начало диагенеза показала, что исходные его концентрации были также невелики.и не превышали 0,2-0,

.Накопление-ОВ происходило в основном за счёт низших водных •организмов бассейнов седиментации, т.к. господствующий в эти этапы аридный климат обусловил слабое развитие.высшей наземной растительности. Петрографические исследования распределения ОВ в глинах позволяют установить его'дисперсный тип (классификация.по Е.С.Ларской, 19^3 г.), представленный в виде сгустков я микропрожилок с колломор— . фнвм центром (тип в небольшом объёме (до 10-25% от об-

щей массы) присутствуют .детритные водорослевые формы яелнтовой размерности, фрагменты витринита, фсзинита и альгинита. Это 'подтверждает сапропелевую (алиновую) основу фоссилизирОЕанной биомассы и её ' сингенетичнооть'вмещающим отложениям. .. : ■ . . Активная диагеиетаческая переработка ОВ пород исследуемых комплексов, формирущихся .преимущественно'в.условиях сидэрито-окисной и окйсно-си.дериторой геохимических обстановок (масштабы диагенетиче- ' ских потерь ОВ достигают 30-60%), привела основную его-массу к бос-структурному сорбсмикстиннтоЕОму облику. Важно подчеркнуть, что низкие исходные концентрации 03 в породах,.сопряжённые с селективным анаэробным его окислением, обусловили уже на ранних градациях ката-.

генеза (ШС2-ПК3) повышенные содержания битуминозных компонентов в , балансе ОВ. Так', дяя глин среднегтлиоценового возраста Южно-Каспийского НТВ, где степень диагенетичёской трансформации ОВ более высока, фиксируются следующие значения показателей его состава:

5,0-13,235^3= 1,5-6,СЙ, ^СБ= 10,5-23,4/5, тогда как на долю НОВ приходится всего 63,4-75,035. В аналогичных литотипах бер-риас-готеривского комплекса АмударЬинского НТВ значения указанных битумкнологических параметров в среднем в 2-3 раза ниже, однако содержание НОВ в балансе ОВ и здесь'достигает лишь 80,0-83,4%, ; . Сингенетичность битуминозных компонентов вмещающим отложениям обоснована дашшми элементного, компонентного и структурно-группового составов, а.также результатами люминесцентно-микроскопических исследований распределения битуминозных текстур в матрице нефтега-зоматеринских пород.

Реконструкция элементного состава 03 глин с учётом вклада каждой из рассмотренных групп соединений (ХБА, СБ, НОЗ) позволила ддгь оценку его генетического потенциала продуктивности (коэффициент Н/С„). Получеюше значения коэффициента ?0 составили 0,881,07 (средний гшоцеи) и 0,90-1,12 (берриас-готерив), что свидетельствует о достаточно благоприятных нефтегазогенерационных возможностях ОВ пород исследуемых комплексов.

Таким образом, баланс подвижных и неподвижных компонентов ОВ глин в условиях протокатагенеза в значительной степени предопределяется глубиной,его диагенетических преобразований, при этом повы-. шенные значения'битуминозных характеристик представляют важный позитивный акцент в специфике раннего этапа эволюции терригенных толщ, обеднённых органическим веществом. ■

Дальнейший-ход катагенетической трансформации ОВ глин исследуемых комплексов не имеет принципиальна отличий от аналогичных процессов! протекающих в породах с субкларковыми концентрациями органической компоненты. С глубиной (катагенезом) чётко прослеживается рост доли восстановленных (ХБА, УВ) и снижение кислых (СБ) соединений в составе ОВ, что сопровождается обуглероживанием как. битумоидов, так и дебитуминизированной массы керогена.

• Отмеченные количественные изменения сопряжены с глубокой внутренней переотройкой молекулярной структуры ОВ пород. По данным га-зожлдкостной хроматографии и Ж-спеггромётрии установлено: разукрупнение высокомолекулярных углеводородов метанового и"ароматического 'рядов, снижение доли гибридных нафтено-ароматичееккх структур и" степени разветатёниости соеяинеготй. Изменение структуры ОВ в нал-

равлении роста её конденсированности с катагенезом подтверядается и результатами радиоспектромеГрии ЭПР. Исследование широкого спектра ингредиентов: НОВ, СБ, ХБА и его Узких фракций (ароматические УВ, смолы, асфальтенн) показало увеличение о погружением (прогревом) концентраций парамагнитных центров во всех изученных образцах.

Указанные закономерности эволюции содержания и состава битуминозной компоненты 03 пород рассматриваемых объектов с катагенезом хорошо коррелируйтея с результатами пиролитических исследований НОВ, позволяя обосновать его участие в процессах генерации жидких углеводородов.

Следует подчеркнуть, что более интенсивно установленные количественные и качественные сдвиги в составе ОВ (в изостадиальных условиях) фиксируются для глин среднеплиоценового возраста, что, вероятно, обусловлено здесь повышенной каталитической активностью глинистых минералов вмещающих пород. '

Анализ градиентов изменения значений параметров состава ОВ глин изученных комплексов с катагенезом позволяет фиксировать начало активной генерации микронефти (достижение ГэН), что соответствует градации (средний плиоцен) и МК^ (берриас-готерив). Дня последних с середины градации Ж^ (4>130°С) отмечено снижение доли ХБА (в том числе жидких УВ) в балансе ОВ и "покисление" его состава. Это отражает преобладание процессов эмиграции УВ флюидов над их новообразованием. Факт представляется особенно важным, поскольку, наряду с обоснованием реализации генерационного потенциала 'тер-ригенних толщ, обеднённых. ОБ, убедительно свидетельствует об их способности отдавать продуцированную микронефть в коллектор.

Обобщение имеющегося массива аналитической информации по фиксированным составам ОВ глин .на каждой градации катагенеза позволило сбалансировать процессы его преобразования в изученном диапазоне градаций ШК^-МКр- средний плиоцен Южно-Каспийского НТВ и ПКд-МК^ - берриас-готерив Амударышского 11ГБ) и дать расчёт коэффициентов генерации и выхода жидких и газообразных УВ (по методике С.И.Корчагиной, О.П.Четвериковой, 19ВЗ г.). Выявленные расчётные характеристики динамики генерации УВ в ОВ глинистых пород,-иссле-дуемых комплексов хорошо сопоставляются с расчётными данными Ё.А. Рогозиной и др. (№3 г), получениями .для аналогичных классов ОВ других природных объектов. Учитывая, что последние характеризуют более широкий диапазон градаций катагенеза (до 'АК^), указанные материалы были привлечены .для "наращивания" блока параметров генерации УВ в рассматриваемых объектах на глубины свыше 5000 м, не

вскрытые здесь бурением.

На основе выполненных балансовых реконструкций дан анализ особенностей преобразования ОВ пород исследуемых объектов. Показано,, что для ОВ глин среднеплиоценового возраста Юкно-Каспийского НТВ интенсивность генерации как жидких, так и газообразных УВ нарастает с катагенезом, соответственно от Г,4$* и О.^Ш^) до 6,055 и 2,456 (Иу. В трансформации ОВ глин берриас-готеривского возраста Аму-дарьинского НТВ в диапазоне градаций катагенеза ПК^-Ш^ установлено два пика интенсивной газогенерации: на градациях и -Шд (4,2%), тогда как рост генерации жидких УВ отчётливо проявляется на градациях Ш^-ККд (4,7%) с последущим затуханием к градации мх4.

Таким образом, проведённое изучение особенностей формирования и реализации нефтегазоматеринского потенциала терригенных толщ, обеднённых ОВ, на примере рассмотренных комплексов позволило обосновать их участие в процессах генерации и эмиграции жидких и газообразных углеводородов. Принципиальным остаётся вопрос о масштабах этих процессов в изученных объектах, что представляет практический интерес.

Оценка масотабов генерации, эмиграции и аккумуляции жидких и газообразных УВ в нижнекрасноцветных отложениях Южно-Каспийского КГБ и берриас-готеривских отложениях Амударьинского НТВ выполнена-на основе балансовой модели, изложенной в главе 2. Следует подчеркнуть, что количественный прогноз нефтегазоносности, базирущийся на проведении объёмно-генетических реконструкций по заданной схеме,требует учёта многочисленных пара-метров пластовой системы:ли?офациаль-кых, термобарических, ёмкост'но-фиьтрационных, геохимических и гидрохимических и, что особенно ваяно, динамик-их изменения в процессе геологической истории развития исследуемых комплексов. Направленные изменения основных геолого-геохимкческкх характеристик рассматриваемых объектов с глубиной (катагенезом) иллюстрируются в работе серией графических и табличных приложений.

Как показали расчёты, низкие содержания ,0В в глинисто-алевритовых породах исследуемых комплексов (в среднем 0,38-0,45% на начало ПК) обусловили невысокие значения удельной продуктивности газообразных и жидких УВ, но превышающей даже с учетом наиболее жёстких термобарических условий 0,38 -0,78 мэ/м3 и 500-630 г/м3,соответствен-

* — здесь"*« далее дан расчёт генерации УВ на 0ВИИС градации ПКр^всс.

но. Составляя лишь первые проценты порового объёма нефтегазоматеринских пород, эти количества не могли обеспечить активной струйной эмиграции продуктов трансформации ОВ.

Допуская, что основные объёмы эмиграции УВ происходили вместо с поровыми растворами в этапы наиболее резких увеличений градиен- ■ тов уплотнения нефтегазоматеринских толщ (ИГыТ), были привлечет материалы ао динамике погружения нижнекраскоцветного комплекса ¡>кно-Каспийского НГБ и берриас-готеривского комплекса Амударьинс-кого НТВ в диапазоне глубин 1000-5500 м, где имела место реализация иефтегазсматеринского потенциала 0В пород. Исследованиями Л.Ф. Семенцова, 1976-86 г.г. .В.Ф.Борэасекова, А.Ф.СеменцоЬа, 1992г. выявлен неравномерный характер процесса уплотнения пород, слагающих указанные комплексы, и выделен ряд стадий наиболее интенсивного проявления этих процессов в пелитовых разностях и коллекторах. Дня глин в указанном диапазоне глубин установлено 3 стадии резкого уменьшения значений пористости пород (лш.), которые соответствуют интервалам глубин: I - 1800-2400 м.лт. =>13,6%; П - 3900-4400 и, 4М.=б,2^; Ш - 4900-5400 м,АИ1 =4,9* (нижнекрасноцветный комплекс) И I - 1100-1700 м.АЮ. =10.3%; П - 2200-2700 м,Д»П=5,6^ и Ш - 42004600 м,4*1=5,4% (борриас-готеривский комплекс). С выявленными стадиями уплотнения глинистых толщ корреспондируются и зоны разуплотнения коллекторов, глубииные уровни развития которых соответствуют или незначительно смещены вниз по отношению к первым, фиксируя их взаимообусловленность.

Для ка-едой вццеленноЗ 'стадии уплотнения нефтегазоматеринских пород С1,11 и ь) осуществлены палеогенетические реконструкции ди-,'намики нефтегазообразопапип дифференцированно для условий кровельной и подошвенной эмиграции жидких и газообразных УВ на конец среднего нлиоцена, аиюронп и современный этап (нижнекрасноцветный комплекс) и на конец мелового, палеогенового времени и современный этап (берриас-готерийский комплекс) с учётом вклада различных механизмов эмиграции жидких и газообразных УВ в масштабы их массоперекоса и начальной стадии концентрации в коллекторах, т.е. первичной аккумуляции. Палеогенетические.расчёты масштабов генерации, эмиграции и первичной аккумуляции жидких и газообразных УВ в исследуем« объектах выполнены по профилям" Ферсмана-Гурден (ЮжноКаспийский НТВ) и Ислим-Савдыкачи-Вешкизыл (Амударьинский НГБ), простирания которых•определены в соответствии с направлениями региональной миграции от наиболее погруженных участков (Ферсмана, Сандыкачи) к периферийным частям рассматриваемых регионов (Гурден,

Ислим и Бешкияыл).

Показано, что I стадия уплотнения, проходившая наиболее динамично и обеспечившая выделение и массоперенос огромных объёмов элизионных вод, не сопровождалась в условиях протокатагенеза эмиграцией значимых количеств жидких и газообразных УВ (40-100 г/м3 и 0,01-0,07 мэ/м3). Это привело в момент её завершения к резкому недонасыщению пластовой системы углеводородами по всему (фронту внутрирезервуарной разгрузки пластовых вод. При этом расчётные значения газового фактора пластовых вод нижнекрасноцветного комплекса не превышали 0,4-0,7 м3/м3(при предельной газонасыщенности вод в данных условиях - 3,6-4,0 м3/м3), а битумонасьщенности коллекторов - 10-200 г/мэ, для берриас-готеривского комплекса указанные параметры составили, соответственно, 1,4-1,9 м3/м3 (3,2-3,6 ы3/м3) и 10-60 г/м3, что отвечает фактически установленным значениям газонасыщенности пластовых вод и битумонасыщенности коллекторов изученных обгектов, где была пройдена лишь ! стадия уплотнения HTM пород.

Реализация П и Ш стадий уплотнения КГМГ имела место в более жестких термобаричоских условиях и сопровождалась более высокими масштабами генерации газообразных и жидких УВ: 0,20-0,38 м3/м3 и 280-360 г/м3(П стадия), 0,72-0,78 мэ/мэ к 350-420 г/м3 (Ш стадия), соответственно. Это обеспечило предельную газонасьгщенность отжимавшихся- поросых растворов и их .последующую дегазацию на границе: глина-коллектор. Как.показали расчёты.масштабов эмиграции жидких и .газообразных УВ, прохождение П и Ш стадий уплотнения НГМГ d пределах рассматриваемых объектов способствовало развитии в прикровель-ных частях коллекторских 'горизонтов процессов первичной аккумуляции УВ флюидов и образования узких зон высокой насыщенности углеводородами, достаточной для их латеральной миграции в струйном виде в объекты^ аккумуляции.

Вместе с тем, специфика геотектонических-режимов рассматриваемых обгектов проявилась в неадекватности условий вторичной миграции для жидких УВ. Так, в геотектоническом режиме межгорноЯ. впадины ■время, реализации выделенных стадий уплотнения НГДГГ в масштабе геологического ..отсчёта было крайне мало (0,3-1,5 млн.лет). Разгрузка .породах флюидов (в том числе выносимых с ними УВ) в смежные коллектора происходила довольно динамично, приводя к.интенсивной мякро-трещиноватости прнконтактных участков щт и-коллекторов, что обеспечивало минимальные потери УВ флюидов на остаточную нефтенаешцен-ность й. пути первичной и вторичной миграций.

Вцутрнрсзервуарнап мигравдя УВ флюидов в зоны ахкукул яции а этих условиях могла происходить в фазообособленном состоянии не только для газообразных, но и жидких продуктов трансформации ОВ исследуемого комплекса. При атом невысокие исходные соотношения газообразных и жидких компонентов УВ смеси, формирующейся в кровельных частях природных резервуаров комплекса (P5J)CX= 100-1200 м3/м3) . способствовали при данных термобарических условиях конденсатосодер-жанию газов - IG0-200 г/м3 и газовому фактору микронефти .— 110— ■430 мэ/т/ :; : ■ ■ ;

Напротив, в условиях платформенного режима прохоздение выделенных стадий уплотнения более'.длительно -во времени (20-60 илн лет) и не сопровождалось столь: резкими- деформациями порового объема коллекторов.;Соответственной для латерального массопереноса жидких УВ флюидов здесь требовались более, высокие значения необходимых критических.объёмов (свыше.5000 г/м3), обеспечиваащих их перемещение в водонасищенных коллекторах. Однако объёмы эмигрировавших здесь жидких УВ даже в прикровельных частях коллакторских горизонтов -не достигали зтих'количеств, составляя лишь 740-4400 г/ы3. Поступление жидких УЬ,продуцкровашшх вберриас-готерирском комплексе, в объекты аккумуляции било возможно лишь в газовом растворе. При исходном соотношении газосоП и жидкой фаз первичноаккунулиро- • панно!! УЬ-смеси,- парьирующем от 600 до 2330 м3/м3, и невысоких значениях тсрмобарических характеристик конденсатосодержание мигрирующих УЬ:газов на большеЛ.части региона, где были пройдены лишь Г и 11 стадии уплотнения; ШИТ, .непревышали- Зэ-оО г/м3. В условиях же более глубокого.погружения.-' берриас-готеривского комплекса,(глубины свыше:4,о км) конденсатосодержание газов могло .возрастать до Ю0-2.-:0 г/м3. У:УУv:;;'"

'.'.Проведённые лалеогенетчеСкИо реконструкции динамики нефтега-зообрэдования на примере вышеуказанных'профилей рассматриваемых бассейнов позволили оценить масштабы первичной -аккумуляций углеводородов ..в прикровельшх частях коллекторских горизонтов исследуемых комплексов за !i и -Ш стадии уплотнения нГЛ1 и на этой основе дать расчет, плотностей мигрангноспособных жидких и газообразных УВ. Выполненная оценка показала, что для расчётных пикетов профиля -¿ерсмана-Гурден плотности мигрантноспособних жидких и газообразных УВ, образовавшихся суммарно за 11 и U стадии уплотнения, составили, соответственно, ¿¡З.^-У/.О тис. т/км'(доля в фазообособленном состоянии - 12-

и (¡ли м3/км~( доля фазообособленного'газа - 50-79&),

тогда как по про £илю Йслим-Сандыкачи-Бешкизыл указанные параметры s

SS.

значительно ниже к не превыагш? Ö,01-0,3 тмс . ?/км2(миграция лишь в газораствораннсм состоянии) и 1,0-10,1 ил;: /3/кьП, что сравнимо с удельными плотностями запасов углеводородного сырья известных ■ зон нефтегазонакопления.»

Таким образом, разгрузка перовых растворов (в том числе УЕ) из нефтегазоматеринеккх толщ, прошедших П и Ш стадии их уплотнения, являясь основной двикуцей силой, могла: обеспечить в прикро-взльдах частях резервуаров за относительно короткий отрезок геологического времени (прашотественно в кеоген-антропогеновый периоды) масзтабность ыассопереноса мигрантиоспособных УВ флпидов в -зоны ежкумулпции, сопоставимуа с формированием промышленных скоплений углеводородов, Бежно при этом отметить, что в остальном (основном) объёме коллекторов исследуема« комплексов за всю .«сто- ! р;да их погружения масштабы' омиграгр»! продуктов трансформации ОБ через подолзенные части резервуаров не могли обеспечить дате предельного насыщения углеводородами пластовой системы коллекторов. Так, расчётные значения битумонасыщенности коллекторов и газона-сищекности пластовых вод здесь составили.соответственно: для ник-некрасноцвстного комплеаса - 30-320 г/м3 и 0,4-3,4 м3/мэ(при предельной го^зонасыщенности вод - 1,2-5,1 мэ/м3) и берриас-готерив-ского комплекса - 10-400 г/к3 и 1,9-4,5 м3/м3 (2,1-4,8 м3/мэ).

Из приведённых расчётов следует важный вывод о том, что латеральная миграции УВ флюидов и формирование автохтонных УВ скоплений в торригеннкх толщах, обедненных OB,'.возможны и в условиях, когда пластовая система основного объёма коллекторов н е д о н а -С ы цен а жидкими и газообразнтаи углеводорода.™. .

С учётеи рассмотренных Методических приёмов дана оценка"по-тенциалыых ресурсов 'гшдких и газообразных УВ, продуцированных в никнекрасноцветиом комплексе йою-КаспиЯского НГБ (Западно-Турк-'кенскаа 1"Н0, Лпгероно-Прибалханская НТО) и берриас-готеривском комплексе Амудсрькнсксго НГБЧЦургдбская ГО, Бадхыз-Карабнльскап ГО). Необходимые дяя расчётов геолого-геохкмичеокие реконструкции для более расюмериого .охвата исследуемых территорий выполнены по модельной сетке профилей, проведённых через 25-50 км,с привлечением данных бурения по локальным объекта!». Всего учтено 226 расчётных пикетов. '.

Два шшюкрасношэеыюго комплекса Ожно-Каспкйскогд НТВ показано, что несмотря на высокие масштабы генерации жидких и газообразных УВ.(9* -16,6 млрд т, 9р - 15,5 трлн м3), связанные с большой мощность» нефргегазопройзводяцих пород (до 1250 к), значи-

тельная/доля эвакуированных УЗ осталась в связанном состоянии в пластовой системе коллекторов. При этом объёмы ммгрантноспособ-ных жидких и газообразных УВ, сформированные.я прикровельных частях коллекторских горизонтов'при прохождении НГМГ II и £1 стадий уплотнения,составили, соответственно, 1,1 млрд ? и 1,2 трлн к3. Основная их доля (свыше 80-66??) в территориальном отношении приурочена к кельфовой области й*шого. Касгшя (Прятуркменский ШР), что позволяет его рассматривать в качестве основного очага поступления продуцированных УВ флшдои з объекта аккумуляции в струйном виде. Плотности мигрантноспособных газообразных и жидких УВ достигают здесь 40,0-101,8 млн и 3-1,3-98,3 тыс.т/км^.

Таким образом, наибольшие перспективы-обнарукэния новых УВ скоплений следует свлзыгать, прежде всего, с выявленными в Лри-туркменсхом ПГйР струх'гурными ловушками, отдавая предпочтение' его юго-восточной 'чаоти • (Катаддаа-море, Зэп.Окарем, Сев.Окарем, В.Чикишляр и др.), где. указанные- ловушки .обеспечена большими гого-цадгани нефтегазосборов-. С учётом термобармческих условий и фазового ■ соотношения аккумулированных жидких I! газообразных УВ здесь прогнозируется развитие двухфазных' УВ скоплений (конденсатосодер-ясание'газов - 200-400. г/м3, газовый фактор нефтей - 100-470 мэ/т). Древление гертккальной-'внерезервуарной разгрузки пластовых УЗ ' систем из податилающих оглашений, что весьма вероятно с учетом-кирокого развития.в акватории Каспия грязевого вулканизма, лишь усилит здесь масштабы нефтегазоносности данного комплекса.

Народу со структурными.ловушками обнаружение УВ скоплений предполагается в Притуркменском ЛГНР и в зонах лктологичесиого замещения коллекторов' нижкекрасноцветного комплекса г.1:инистыми образованиями в прибрежной полосе, примыкающей к Челекено-Лива-носской зоне и Гограньдаг-Окаремскому ГЬР.

Высокая песчанистость разреза среднеплиоценовых отложений в пределах Кызылкумского прогиба и его акваторналъного продолжения обусловила "сохранение" .основного объёма 'эмигрировавших УВ в связашюм состоянии. Якюь. бортовые участки прогиба могли обеспечить поступление УВ в струйном виде в объекты аккумуляции (Зр-декли, Кизылкум и др.). Вместе с тем, поиски залежей УВ в зонах выклинивания коллекторов по периферии Кызылкумского прогиба ввиду болыаих глубин залегания комплекса и сложности их картировании не будут отличаться высокой эффективностью. '.'

Формирование автохтонных УВ залежей на остальной -территории суши .в основном обеспечивалось 'миграцией УВ из узкой'прибреа-

ной зоны шельфа (20-40 юл), внутреннего бо •: а Келькорокого прогиба и центральной наиболее погружеююй ча! /и Прибалханской зоны поднятий. Результаты проведённой дифференцированной оценки ресурсов жидких и газообразных УВ в данных зонах показывают достаточно хоропу» сходимость расчёт!шх и выявленных запасов на месторождениях Б.Ливанова, Б.ЯАМ, Эрдекли, Кизылкум, Кеймир,Ока-рем и других и,соответственно, "работоспособность" предложенной системы расчётов. В ряде объектов фиксируется проявление вертикальных межформационннх перетоков УВ флюидов из нижезалегающих отложений, однако масштабы аккумуляции аллохтонных УВ флюидов невелики и в среднем не превышают 10-30^, от шявленньгх в данном комплексе запасов углеводородов (Гограньдаг, Барсагельмес, Чики-шляр, Б.Жданова и др.), лишь в отдельных случаях достигая 50 -60^ (Котуртепе, Корпедже).

Перспективы обнаружения здесь новых УВ залежей могут быть связаны с доразведкой глубохопогруженных продуктивных горизонтов комплекса, а также лмтологическими ловуаками, примоченными к. крыльевым и периклтшльным частям известных месторождений. Следует подчеркнуть, что для Гограньдаг-Окаремского ГНР масштабы поступления УВ из аяваториального очага нефтегазогенерации оказались недостаточными Для формирования автохтошплс УВ залежей за пределами первого рдда структур на пути миграции как в результа те струйного, так и водорастворёшгаго механизмов массопереноса УВ флюидов. Бромшленну» нефтегазоносность нижнекрасноцветного комплекса остальной территории данного района могли обусловить•' Лишь процессы вертикальной внерезервуарной миграции УВ из подстилающих образований. Учз!тывая невысокие маситабы' шшзкцнй пластовых УВ флюидов даже в наиболее тектонически нарушенных структурах региона. Шейкир, Окарем, Гограньдаг), следует предположить, что эффективность цефтегазопоисковых работ здесь будет невысока. .Это подтверждается имеющейся практикой: .отсутствием скоплений УВ в нижнекрасноцветных .отложениях площадей Акмая, Акэсер, Сев'.Чай-■ нок, Индерлан, Сартлали, Гурден и других. .

Для' берриас-готеривского'комплекса Амударьянского НГБ в границах.' р.ассиатри»№мого..'. объекта-, отачитёяьннй- уровень, катагене-, ткческой трансформация ОВ (до Щ3-Щ5) обеспечил даже при•относительно невысоких мощностях нефтегазопроизводядих пород (до -400 м) сравнимый с вышеописанным объектом объём продуцированных жидких и газообразных УВ (<^* =» 10,5 млрд т, - 12,4.трлн м3). Однако

•«отности митранткоеаэссйнзх яидких. и газообразных УВ,сформировавшие в прккровеяыалс част« - коллекторских горизонтов данного комплекса, существенно ниже !1 в территориально}« отношении распределены крайне неравномерно:

На больяей чае.п исследуемого региона, где пройдены лизь I и П стадки уплотнения НГМГ, значения указанных плотностей на пре-гивав-г 0,06-0,30 тыс;т/км2 и 2,5-10,1 млн • 17200-

31200 м3/иа) ,что лодтгэрздается разгитием здесь газовых скоплений с крайне нчзким кондеисатосодержаиием - 10-30 г/и3. При Этом недонаснщениостъ пластовой системы коллекторов УВ флюидами фиксируется дате в условиях прохождения Л стадии уплотнения НГШ1. 8 объектах, где велика доля коллекторов в разрезе нефтегазоносного комплекса (Йпиар, мг.Иолотань, Саадикачи, ¡{аракёль и других) или в пределах участков/где данная стадия уплотнения не за-верпела в полном объёме (центральная и южная части Бадхыз-Кара-бильской ГО). .

На ограниченной части региона исследований,где в НГ'.П1 берри-ас-готеривского комплекса реализована Ш стадия уплотнения { Се-рахский 1?,. прилегащие -районы Центрально-Туркменской ГО, южная часть Гамбарского ШУ), плотности мигрантноспособшх газообразных и жидких УВ в прикровелыплс частях коллекторских горизонтов гозрастамт до 10,0-72,0 млн м3/км.^ и 1,1-11,7 тис.т/км2 (1'5,|сх= .4(300-11700 н3/мэ). Это позволяет-- рассматривать данные территории в качество основтос очагов поставки в' струйном виде газообразных и растворённых в них еддадсс' УЗ флюидов (конденсатосодерчсание га-ьов - 100-200 г/м'3) в объекты аккумуляции. Общий объём мигрантно-■ способных.газообразных и -гадких УВ оценён здесь в 486,8 млрд м3 и 44,0 май т.соотв&отпенно, что составляет свыше 60-70^ в общем балансе автохтонных ресурсов УВ сырья расснащиваемого региона.

Сравнение ресурсов УВ сырья, полученных расчётным путём на ' генетической основе и фактически выявленных, показывает сходимость полученных результатог как для зон и локальных объектов, приближенных к указанным очагам не£тегазообралования (СерахскиЙ ГР, Ша-•тлнкский ГР, Каробильский I?), так и для районов, где масштабы формирования автохтонных УВ скоплений крайне низки, а проявление вертикальных мехформационных перетоков УЗ флюидов из подстилающих отлотсениЯ незначительно (Гамбарский ИГР, Кушкинский ГР).

Наряду с этим, обнаруженные расхождения по запасам для гигантских и крупных газовых скоплений, выявленных в'-данном комплексе (Даулетабад, Шатлык, Сейраб, Бсшкизыл и других), фиксируют

наличие вертикальной миграции ЗВ флюидов из нижезалегавщих'кмш-лексов (до 70-65% в балансе запасов газовых падеже!!), что находит подтверждение и по результатам изучений состава данных УВ скоплений. '..'*■

Выполненные расчёты автохтошшх ресурсов УВ сырья берриас-готеривского комплекса исследуемого региона позволяют, несмотря на высокую степень его опоискования, выявить дополнительные резервы обнаружения УВ скоплений, которые могут быть связаны кз:< со структурными ловушками Серахского 1Т* (Славна;!, Раходж. Юлдуз, Газанлы, Дашуюк, Кирпили), южной части Гсмбарсиого ПГР (Гьппкуи, Ангуэалы, Гамбар, Ором, Эап.Гокча), так и неалтикликадьными резервуарами. В частности, в плане поисков эатежей в неантикяина-льных ловушках наиболее перспективны для постановки работ северо-западный склон Бадхыз-Карабильской ГО, где исследованиями В.Н.Мелихова,А.Г.Блискавии прогнозируетоя развитие зон выклинивания и литофациального замещения коллекторов. Небольшие залежи ,УВ в берриас-готеривском комплексе могут быть также связаны с участками экранирования коллекторов соляными диапирами.Репетек-Келифской антиклинальной зона; наличке ловужек в которых получило обоснование в работах К.Н.Назарова, М.С.Палаева.

Таким образом, на основе проведённых'исследований подтверждаются «получают дальнейшее развитие представления С.Н.Алёхина, М.А.Аширмамедова, Д.А.Бабаяна, В.З.Борзасенова, А.А.Геодекяна, И.С.Гулиева, В.И.Ермолкина, А.А.Кузьмина, 0.А.Одекова,'В.В.Семеновича, А.О.Семснцоза, В.К.Солодкова, З.А.Табасар&нскогб,. О.П.Четвериковой, В.К.Шарапова и других об участии рассмотренных комплексов в формировании автохтонных УВ скоплений, дополняясь детальными расчетами масштабов нефтегагообразования.и.нефтегазона-копления. Правомочность рассмотренной балансовой модели;оценки ресурсов УВ сырья на' примере шжнзкрасноцветного комплекса Юзшо-Каспийского НП5 и берриас-готериьского.комгиекса Амударьинскогс НТВ обссноеыглется совпадением результатов', получаем®:'/в рамках выбранной модели, с фактическими природными данными и хорошо контролируется т&кши параметрами пластовой системы как газонает-. ценность пластовых.год, битумонаеиденкость коллекторов, фазовое состояние"'выявленных УВ скопления. Тот факт, что одна модель с одним и тем .же набором, использованных геолого-геохимичоских параметров подходит.для оценки процессов, происходящих в разнород-15Ж геологических объектах, дополнительно.свидетёльствует о надежности предложенной системы расчётов.

ш.

Обобщая 'результаты - проведённых исследований по дифференцированной оценке масштабов нефтегазообразования и нефтегазонако-плеыип в нетрадиционных объектах - обеднённых 03 терригенных толщах Южно-Каспийского и Дмударьинскогэ НТВ, можно констатировать •не только кмеЕшу» в них реализацию нефтегазсматсринского потенциала ОВ, но и формирование промышленных УВ скоплений. При отоМ расчётным путём' 'обосновано, что автохтонная газоносность данных объектов обеспечивается в различных геотектонических режимах при условии достижения нефтегазсмагеркнскими породами зоны меэокатагенеза, определённом соотношении в объёме комплекса продуцирующих толщ и коллекторов (не менее 2:1) и наличии в разрезах регионально выдержанных коллекторских горизонтов, обеспечивающих газосбор с больших площадей..Промышленная тш н е ф т е н о ст ь рассматриваемых толщ может быть реализована-только в услоги.ях ТУ1 при высоких ("лавииннх") темпах погружения комплекса и динамичной интенсивной разгрузки поровых флюидов, способствующей повышенной. микротрещиноваТости прикровельных частей тсоллекторских горизонтов..

Дальнейшие перспективы развития данного направления прогноза- нефтегазоносности, на каа взгляд, следует связывать с детализацией внутреннего строения изучаемого объекта, в частности, с количественной оценкой продуктивности отделы л«, наиболее перспективных горизонтов исследуемых комплексов.

3 Л К л Ю Ч Ё Н И; К

Комплексный геолого-геохимический подход к изучении особенностей накопления и. преобразования 03 позволил на количественной основе регаить проблему, участия терригешшх толщ, обеднённых 03, в формировании промышленных УВ скоплений, что представляет определённый вклад в развитие фундаментальных проблем нефтегазовой геологии и геохимии.

Специфические условия формирования нефтегаэоматеринского потенциала 0В глинистых пород: диспергированный характер распределения, обогащённость сапропелевой компонентой и высокий уровень диагенетической переработки способствовали тому, что уже на ранних градациях' катагенеза указанные литотипи характеризуются повышенной долей УВ составляющей в балансе 0В. -Дальнейший ход ката-генетической эволюции 0В исследуемого объекта находится в полном соответствии с закономерностями, установленными для аналогичных пород с субкларковши концентрациями органического материала.

Расчёта удельной продуктивности .терригеишх' пород, •. обеднённых ОВ, показали, что за всю геологическую истори» количество генерированных в них. жидких и газообразных УВ не могло обеспечить активный струйный их маЛоасренос в коллектор. Эмиграция УЕ имела принудительный '(пассившй) 'характер.и прзясходкжа шесте с поровыми растворами в этапы наиболее штенеявкзго уплотнения глинистых пород, В зтей связи совестный анализ особенностей уплотнения'. исеяедусмкх толп и эволвции ОВ, как единэй динамически раз-вивагщейся. система,''позволил рассмотреть эмигрсци», миграция и, соответственно, аикукуляшю УВ,. как скнхрошшЯ, строго детерминированный процесс, специфичный для кзадого пряроднрго объекта.

На основе разработанной системы урзхнен;!* материального баланса, детально {кксирдарас •звоявциеншВ ход трансформации ОВ от генерации до первичной аккумуляции етдких и газообразных УВ с . коллекторе, оказалось возможны!* количественно обосновать реальность фалообособленяя УВ в прикровеяьных частях келлекторсних горизонтов и•достижение критических объёмов, обеспечивавших их миграцию в объекты аккумуляции в струйном виде (в форма УВ раствора) даяв при низких концентрациях ОВ в 'террягенннх толщах, Ргзгктие этих процессов возможнои иуелопияге региональной нздояасиденкое-тя пластовой система основного объёма природных резервуаров углеводородной составлгаоцей. .

.Моделирование на ЗВМ фазовых превращений свободных объёмов жидких и газообразен« УВ в-широком диапазоне •терксбгрическкх условий позволило' разработать методические приема количественного прогноза фазового состояния УВ скоплений я предложить ссрнв расчетных фазовых диаграмм и/номограмм для.различных составов пластовых УВ смесей. "./'■.; •-.;■'

На примере ряда природных объектов: йгно4Цспийсний 'НГБ (средний плиоцен) и Амударьинекий НГБ (берриас-гстериз) показана дина-, юка развития процессов генерация, эмиграции и первичной аккумуляции гадких и Газообразных УВ ®о времени и пространство и дано принципиальное подтверждение выявленной здесь фазозой зональности .УВ скоплений".

Обосновано, что "в условие: кеяго^ииг впадин возможно.формиро--вание в терригенных толщах, обеднённых ОВ, азтохтспных двухфазных УВ залежей, тогда как платформенный регкм мог обеспечить образование люзь однофазных газовых скоплений с низкой .кояцаирогргеЯ *вд= ' ких УВ компонентов в газовой фазе.

Количественно оценён вклад терригенных толщ,/обедненных ОВ,

в формирование промышленных ресурсов УВ сырья и обоснованы перспективы развития.и'приоритетные направления нефтегазопоисковых работ в данных регионах. -

Таким образом, совокупность полученных результатов теоретического, методического и практического значения содержит решение к р у п ной н а у ч н о й п р о б л е м ы - обоснование условий и масштабов нефтега'зообразования .в, терригенных толщах, обеднённых ОБ, что является важным разделом осадочно-миграционной теории происхоЗДения нефти и газа.

.Основные защищаете положения:

- разрезы терригенных толщ, обеднённых 03, в различных геотектонических условиях обладают генерационным, эмиграционным и аккумуляционным. потенциалом формирования УВ скоплений и способны к его реализации;

- разработанная балансовая модель, оценки масштабов развития эмиграционных и первично- аккумуляционных - процессов массопереноса жидких и газообразных УВ, дифференцированно описывающая вклад различных механизмов (водорастворёньнЯ, :гааорастворённый, струйный и др.), фиксирует -.возможность формирования автохтонных УВ скоплений в условиях региональной недснасыщениости пластовой системы природных резервуаров УВ составляющей;

- методические приемы раздельного прогнозирования фазового состава УВ скоплений, базирующиеся на применении расчётных фазовых диаграмм и номограмм . плаатовых УВ систем аироксго термобарического диапазона;

- количественная оценка масштабов автохтонной нефтегазоносное™ терригенных толщ, обеднённых ОВ, ряда нефтегазоносных бассейнов - Южно-Каспийский НТВ (средний плиоцен) и Амударьинский НТВ (берриас-готерив),-перспективы развития и приоритетные направления кефтегазопоисковых'работ в изученных объектах.

, Основные опубликованные работы г.о теме диссертации

1. Потенциальные возможности рассеянного' органического вещества смешанного типа на ранних градациях катагонеза//Сб.тезисов У1 Всесоюзного семинара "¡,'етоды оценки' нефтв- .и газоматеринского потенциала ссдимонтитор,".-ш.:.'ДУ, 1980 (совместно с Ю.И.Корчагиной).

2. 0 генетической-спязи нефтой и ..битумоидов нефтематеринских пород// Тчм же' (совместно с Л.Н.Алисиевич, Э.В.Храмовой).

3. усяупия не1тегазообразопания на.ранних стадиях катагенеза/Вест- :

ТБ.

ник ШТ. Сор.геоя. 1980. ? 6 (совместна с Ю, ;.Корчаг'иной).

4. Роль' "летучих" продуктов карбонизации ор анического вещества . осадочных пород в . первичной миграции//Сб.тезисов республиканского совещания "Происхоядекие'нефти и газа, их миграция и.закономер-ности образования и размещения нефтяных и газовых залстсей".-Львов, 1981."- , - .

5. Опыт оценки генетического потенциала продуктивности органического вещества красноцветных отложений Юго-Западного Туркменистана //Сб.тезисов УП Всесоязного семинара,"Органическое вещество сов- • ременных я ископаемн* осадков.-Тапкект, 1982 (совместно с Е.З.Бор-засековым).

6. К вопросу о пергичной миграции микронефти// Методы оценки неф-тегазоматеринского потенциала седиментитов.-М.:Недра, 1982 (совместно с Ю.И.Корчагиной, Я.А.Ходжакулиовым).

7. Оценка перспектив нефтеносности среднеплиоценовых отложений -восточного борта Ккпо-Наспийского НТВ (на генетической основе)// Сб,.тезисов "Нефтегазогоологическое районирование Южно-Каспийской впадины".-Баку, 1982,

8 .'^Исследование нефтей и битумоидов красноцветных отложений Юго-Западного Туркменистана методом электронного парамагнитного резонанса// Материалы У1 республиканской конференции молодых ученых и специалистов Туркменистана -Ашхабад, Д984.

9. Генетический гютенцаал-продуктивности органического вещества красноцЕстнвдс отложений Его-Западного Туркменистана/А'спехи в развитии 'оездочно-миграцнонной теории .-нефтегазообразованив.-М.: Наука, 1983. (совместно с В,Ф.Борзасековам).

10. Лгавтесцентна-микроскототческоо исследование мезозойских отложений Амударьинской ПИ (в аспекте проблема нефтегазообразованкя)// Сб.тезисов "Состояние к перспективы развития геологических /исследований в Туркменистане".-¡\«}се5ад,' 1989 (совместно с. У,3.Юсуповой).

11. Генетический анализ нефтеносности среднеплиоценовых отлоисний Вго-Западного Туркменистане// Геология и иефтегазоносность Туркменистана. -Ашхабад: Елым, 2985 (совместно с Д.А.Бабаяном).

12. Нефтегазоматеринскай потенциал РОЗ осадочных формаций ТССР на больжгс глубинах к усяявин егореализации//Сб.тезисов УП Всес.семинара "Нсфтегазообразован-ле; на больших глубинах".-Ивано-Франковск, 1986 (совместно с Э.В.Курганской). .:.. ' : ^ ■

13. Прогноз кондейсатосодержанип природных газов ретроградных га^ .'зояидкостных-систем Западно-Туркменской нефтегазоносной области// Изв. АН ТССР, Сор. ФТХиШ. 1937. }'■ 6 (совместно с В.В.КупгогроЕда,

Э.В.Курганской).

14. Прогнозная оценка ресурсов углеводородного сырья в плмоценои"*:; отложениях Келькорского прогиба// Изв. АН ТССР. Сер. ШиГН. 1986. № I (совместно с Э.В.Кургалской, В.К.Шараповым, Н.С.ТерещенковоЙ). '15. Нефтегазоматеринский потенциал ОВ основных нефтегазоносных хомгиексов Амударъшской ГШ и особенности его реализации//Геол'о-гия и нефтегазоносность Туркменистана.-Ашхабад'.илим, 1989 (совместно,с К. И. А!ахтумо вей).

16. Прогноз нефтегазокоскости нижнемеловых и верхнеюрских отложений 1^ргабской ГО (на гекеткчзскоЗ основе)//Сб.тезисов УШ Всес.семинара "Теоретические и эксперкментальныз модели нефтегазообразо-вання".-Ленинград, 1389 (совместно с Э.В.Курганской, О.С.Ивахнен-ко); 'у

1?. Условия нефтегазообразовслия в глубокопогруженных среднеплио-ценовых отложениях Южно-Каспийского НТВ/Дам же (совместно с Н.В. Клименко).

18. К вопросу о возможности формирования автохтонных газовых залежей п условиях региональной недонасыщенности пластовых вод газом/Дач же. . ■.

19. Особенности катагенеза органического вещества мезозойских отложений платформенной части Туркменистана//Тезисы докл.науч.-прмт. кон4еротр»и, -прсшЕДённоЯ 50-летяю ТуркменНИГРИ "Состояние и перспективы развития геологоразведочных работ в Туркменистане.-Аагха-

.б2д:Цлим, 1991 (согместнос О.С.Ивахненко).

20. Исследование изотопного состава углерода метана свободных и подорастворённшс газов новых разведочных'плоцадей Амударьикской газонефтеносной гтрог<иниии//Там же (совместно с В.В.Пайразяном, М.В.Дахновой, Э.В.Курганской),

21. Перспективы открытия новых скоплений в мезозойских отложениях Амударьинской газоиефтеноеной провинции//Советская геология. ,' 1992. 8 (совместно с Ч.М.Пайтыковым, Э.В.Курганской).

22. Состав НефтеЯ и конденсатов верхиеярских и нижнемеловых отложений Западно-Бахардонского НГР (в связи с вопросами их генези-са)//Изв. АН ТССР. Сер.ОТХиГН. 1993. Я 4 (совместно с Н.В.Клименко, В.Н.1.!елиховим, В.С.Сибирёвым).

23. Нефтегазообразование: в терригетшх формациях, обеднённых органическим вещэством//Труды ТуркменШЛНгаз.-Ашхабад:Ылым, 1993 (совместно с Ч.М.Пайтыковым).

24. Локальный прогноз нефтэгагоноскостк терригенннх формаций (па примере нижнекрасноцпатных отложений Южно-Каспийского НГБ//Там аз .

(совместно с В.Ф.Борзасековым, А.Ф.СеМенцовым),

25. Характеристика состояния и состава углеводородных газожидкостных систем с использованием расчётных фазовых диаграмм//Геология нефти и газа. 1993. )? II (совместно с В.В.Кушнировым).

26. Зональность катагенеза органического вещества юрских и нижнемеловых отложений Амударьинского НТВ (по данным витринитовой тер-иометрии)//Изв. АН Туркменистана.Сер.ФТХиГН. 1994. № 2 (совместно с О.С.Ивахненко).