Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Флюидоупоры севера Тимано-Печерского нефтегазоносного бассейна (на примере Хорейверской впадины)

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

Автореферат диссертации по теме "Флюидоупоры севера Тимано-Печерского нефтегазоносного бассейна (на примере Хорейверской впадины)"

Московский ордена Ленина, ордена Октябрьской революции и ордена Трудового Красного Знамени Государственный Университет имени М.ВЛомоносова

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых на правах рукописи

Ахмедзянов Искандер Флюрович

5К 553.98.041; 551.734/735 (470.13)

ФЛЮИДОУПОРЫ СЕВЕРА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА (НА ПРИМЕРЕ ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ)

тециальность 04.00.17. — геология, поиски и разведка фтяных и газовых месторождений

^тореферат диссертации на соискание ученой степени ндидата геолого-минералогических наук

Москва 1993 г.

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии го] ископаемых геологического факультета Московского государственного института им. М.В.Ломоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минералогически профессор И.В.Высоцкий

Официальные оппоненты: доктор гердого-минералоги* наук, профессор БгК-.-Прошдаков-(±АНт7, кандидат ге< минералогических наук, с.н.с. А.М.Хитров (ВНИГНИ)

Ведущая организация: ТПО ВНИГРИ г.Ухта

Защита диссертации состоится11

"МОЪЛфЯг19!

" час. на заседании специализированного с<

Д.053.05.64 по геологи, поискам и разведке нефтяных и га: месторождений, месторождений твердых горючих ископа и литологии при Московском государственном Универс им. М.ВЛомоносовапо адресу: 119899 ГСП, г.Москва, Е Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. & С диссертацией можно ознакомиться в библи< геологического факультета МГУ. Автореферат разе пЩ/?аЖшъ г.

Ученый секретарь специализированного совета Н.Пронина

РЕФЕРАТ

Тимано-ПечорскиП бассейн является одним из основных

фтегазодобываюцих регионов европейской части СССР. Выгодное

эграфическое положение н наличие значительных запасов нефти и

за обусловили большой интерес к нему и быстрое освоение сурсов нефти и газа его южной части.

В создавшихся условиях особое значение приобретает поиск сторождениЛ не только в пределах известных и хорошо изученных рриторийi но и в северной его части, значительно неньие ученной, на землнх Ненецкого национального округа хангельской области.

Актуальность темы исследований обусловлена необходимостью учения условий формирования и закономерностей распределения по эрезу и площади бассейна пород, обладающих способностью ержнвать и контролировать залежи углеводородов (УВ) в вушках различного генезиса н морфологии. Эти породы, лямщиеся флмндоупорами, характеризуются определенными эико-механическимн и фильтрацконно-емкостными свойствами, торые, с одной стороны, являются следствием особенностей тологического и минералогического состава отложений, ормнровавшихся в' различных палеогеографических обстановках, а другой - эти свойства могут быть приобретены в результате ^действия вторичных постседниентационных процессов. Анализ ловий образования флюндоупоров и прогноз их распространения эволит повысить эффективность поисково-разведочных работ на фть н газ, и послужит одним из факторов наращивания их сурсов на севере Тикано-Печорского бассейна.

Цель работы:

Анализ условий образования флюндоупоров и выявление iktopob, способствующих формированию флюидоупорных свойств в .рейверской впаднне Тимано-Печорского нефтегазоносного

icceñHa (ТП НГБ).

Закономерности распределения и прогноз распространения иондоупоров в Хорейверской впадине.

1дачи: - изучение флюндоупоров; - выделение критериев для оценки флюндоупоров; - выделение ложных покрышек; типизация флюндоупоров; - изучение характера

распределения битуминозного вещества во флвидоупорах различного типа; - обоснование эозмоикссти формирования залежи под покрышкой в предложенных геофизиками структурах; - оценка яерспектн? не^те сазочосности s свя-зн с распространением различны?,, -т.mes флюиде уперов .

Зацицаемые положения:

1. Критерии выделения флюидоупоров различного типа на пр Хорейверской впадины Тимано-Печорского нефтегазоно

бассейна.

2. Типизация и определение границ флюидоупоров.

3. Оценка перспектив нефтегаэоносности в связ распространением флюидоупоров в исследуемом регноне.

Методы:

1. Исследование кернового материала.

2. Работа с материалами днаграм геофнзич исследований скважин (ГИС) для выделения флюидоупоров.

3. Составление корреляционных схем. Построение распространения флюидоупоров, мощностей и т.д.

4. Исследование петрографических и люминесцентных шлифов флюидоупоров.

5. Анализ термобарических данных о влиянии флюидоупоро распределение давлений в нефтегазоносных комплексах (НГ

Научная" новизна

- Выделены критерии и типизированы флюидоупор! территории Хорейверской впадины.

Проведена детальная корреляция ГИС для тш саргаевскоП, ухтинской и усть-печо;

покрышек.

Впервые применен метод люмннесце! петрографической микроскопии для изу флюидоупорных свойств в Тимано-Печорском НГБ

Выявлены перспективные в нефтегазонос! отношении зонын Хорейверской впадины в С1 с распространением различных типов покр! определены направления поисков залежей пределах выделенных зон.

Практическая значимость

Территория характеризуете:« высокой степенью изучение Выделение новых перспективных зон, их распространение поз! определить новые направления и повысить эффектнее поисково-разведочных работ на нефть и гаэ, послукит одним факторов нахождения новых месторождений. Пpкмe^

микролюминесцентно-петрографического метода позволяет бь

получить информацию о флюидоупорах. Так, этим методом представляется возможным определять и показывать нарушения герметичности и направление перемещения УВ в флюидоупорах.

Апробация работы

Основные положения диссертации отражены в трех опубликованных работах, в научных сообщениях на конференциях аспирантов и молодых ученых геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова в 1989 и 1991 годах.

Фактическим материалом, положенным в основу диссертации, явились личные исследования автора в период работы в качестве геолога в Нарьян-МарскоП нефтегаэоразведочной экспедиции глубокого бурения с 1985 по 1989 гг., а также материал, собранный во время командировок во время учебы в аспирантуре. Весь геологический анализ, выделение критериев построения, прогноз распространения флюидоупоров базируется на геофизическом н керновом материале 120 скважин, пробуренных на 75 площадях объединения "Архангельскгеологня", "Ухтанефтегазгеологня",

"Севзапгеологня" и "Печорагеофнзика". В работе использованы материалы исследований отложений Тимано-Печорского НГБ,

отраженные в работах специалистов ВНИГНИ, ВНИГРИ, Тимано-Печорского отделена« ВНИГРИ, ВНИИгаза, ИГиРГИ, Института геологии Коми филиала АН СССР, геологических объединений "Архангельскгеологня" и геологического факультета Московского государственного университета им. М.В.Ломоносова.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, глав и заключения, изложенных йа страницах машинописного

текста.

Первая глава - обзор литературы - посвяцена современным представлениям о породах покрышках. Во второй главе коротко рассмотрена стратиграфия, тектоника н история развития ТП НГБ. Третья глава посвящена нефтегазоносности. В четвертой главе "Экранирующие свойства флюидоупоров по данным люмннесцентно-петрографических исследований", рассматривается методика проведенных исследований, характеризуются п

описываются породы под люминесцентным и петрографическим микроскопами, приводятся выводы.

В главе 5 "Выделение критериев для оценки флюидоупоров по геофизическим исследованиям" определяется конкретный ряд параметров по каждому методу для пяти типов флюидоупоров.

В главе 6 проведен анализ термобарических данных с точки зрения герметичности пород.

В главе 7 "Перспективы мефтегаэоносности" выделяются благоприятные зоны н перспективные направления

поисково-разведочных работ на нефть и газ.

В заключении кратко приводятся основные выводы диссертации.

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова под руководством доктора геолого-мннералогнческих наук, профессора М.В.Высоцкого.

3 процессе рабсты автор консультировался с веду! специалистами и сотрудниками кафедры геологии и геохимии гор» ископаемых н кафедры литологии и морской геологии геологичес! факультета ИГУ ик. М.В.Ломоносова, ведущими специалист ИГиРГИ, ВНИГНИ, ГАНГа. Автор благодарит своего науч! руководителя, профессора Н.В.Высоцкого, профес<

И).И.Корчагину, старшего научного сотрудника Г.Е.Яковпе кандидата геол.-мин. наук А.В.Ступакову и выражает в< принявшим участие в подготовке и завершении данной рабе искренним признательность за советы и помощь.

Глава 1

СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПОКРЫШКАХ

. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ДАННЫХ. Вопрос о нефтегазоупор препятствующих вертикальной миграции нефти п газа, им важное значение как при решении проблемы формирования зале* так и при поисках этих полезных ископаемых. В литерат примеры покрышек, представленных глинистыми, галогенн и реже карбонатными породами, рассматривались в р обобщающих работ (Прозорович, 1972; Ханин, 1973; Бурлин, 197 а также достаточно детально разбирались в фондо литературе (Пименов и др. "Нефтегазоносные комплексы.. 1980; Еременко и др., 1980; Белякова и др., 1986, 1989; Лебе и др., 1976; Зхус, 1979). Ряд геологических фактор определяющих способность покрышек удерживать залежи систематизированы в работах советских ученых: А.М.Акрамходжае

A.А.Бакирова, Г.X.Габрнулянца, М.К.Калинко, Ю.И.Марьен

B.Д.Наливкина, И.И.Нестерова, А.В.Овчаренко, Г.Э.Прозоровн Б.К.Прошлякова, В.В.Семеновича, В.П.Строганова, И.Н.Ушатинско А.А.Ханина, Л.М.Марморштейна, И.Д.Зхус, Т.Т.Клубова, А.М.Хитро » других исследователей.

Все работы можно сгруппировать по трем основным направлен!! литолого - минералогическому; корреляционно - статистическо термо - гидродинамическому.

Первое направление связано с исследованиями литологии пор слагающих покрышки, оценкой экранирующих свойств, структурных текстурных особенностей пород флюидоупоров, их фациальн условия формирования.

Корреляционно-статистическое направление объединяет раб по выявлению качественных и количественных взаимосвязей ме; параметрами покрышек (мощность, неоднородность) и экранируе ими- залежей (высота залежи, коэффициент заполнения ловуш свойства нефти, их газонасыщенность и др.) (Дикинштейн, 19 Строганов, 1966;

Третье направление - пока немногочисленные работы существенной роли гидродинамического экрана 1

гидродинамической покрышки для сохранения залежей. Для оце энергетических возможностей существования подобных экра! необходим анализ не только избыточных давлений в залежа:

приведенных пластовых давлений в вышележащих отложениях, но н капиллярно-поверхностных сил в породах, слагающих покрышку,

МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ПОКРЫШКИ. В природе нет абсолютно непроннцаемых покрышек для флюидов. Любой флюидоупор при определенных условиях в той или иной мере пропускает УВ. Минимально проницаемые - это лучине покрышки, которые создают жесткие условия для движения сквозь них мигрирующих УВ. При атом проницаемость покрышек может быть обусловлена процессами диффузии, а также тем, что проникновение происходит по поровым каналам или осуществляется по трещинам (здесь рассматриваются и капельно- гндротермобарические барьеры). При этом движущей силой последнего процесса является разница давлений: она возникает из-за разности пластовых давлений выше и ниже покрышки и может быть вызвана избыточным давлением в залежи УВ, которое возникает за счет разницы плотности УВ и пластовой законтурной воды.

В глинистых породах наблюдаются два ведущих эпигенетических процесса. I - гидрослюдмзацня монтморнлонита через фазу смешаннослойных минералов с постепенным уменьшением процента набухающих пакетов, определяется пластовой температурой. II -систематическое снижение пористости глинистых пород, зависящее от глубины их залегания. Таким образом, оценка роли факторов эпигенеза состоит в том, чтобы определить влияние двух указанных процессов на экранирующую способность глинистых пород.

Глава 2

ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ТП НГБ

ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА. В этой главе рассмотрены литолого-стратиграфические характеристики всех комплексов осадочного чехла. Особо выделены региональные, субрегиональные м зональные флюидоупоры.

2.2. ТЕКТОНИКА. В разделе "Тектоника" рассматривается тектоническое строение Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, детально рассматривается строение Хорейверской впадины.

2.3. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ. В главе "История развития" рассматриваются основные этапы геологического развития Хорейверской впадины.

Глава 3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

На севере Тиманско-Печорского нефтегазоносного бассейна залежи нефтн и газа структурного н неструктурного типов установлены в палеозойских (ордовикских, силурийских, девонских, каменноугольных, пермских! н мезозойских (триасовых, юрских и меловых) отложеннях. Распространение региональных,

субрегиональных и редко зональных покрышек в разрезе, а также особенностей строения и распределения залежей нефтн и газа определяет положение нефтегазоносных комплексов. В ТП НГБ выделяются ордовикский, силурийско - нижнедевонский,

среднедевонскиП, нижнефранскнй, семилукско - турней каненноугольно - нижнепермский, пермский (артинско-татарс триасовый, юрско-меловый нефтегазоносные комплексы (НГК).

Ордовикский нефтегазоносный комплекс. Практический ин с точки зрения нефтегазоносности пердставляют отло пестроцветных глинистых известняков открытого ше рифов, карбонатных банок. Тип коллектора кавернозно-пор трещинно-кавернозно-поровый. Покрышки приурочены к регресс этапам накопления терригенно-сульфатно-карбонатных

галогенно-карбонатных пород в конце позднего ордовика.

Мощность .отложений, экранирующих в пределах Хорейве впадины верхнеордовикскую коллекторскую толщу, колеблете пределах 120-270 м.

Нефтегазоносность этого комплекса подтверждается откр залежей нефти и газа в известняках и доломитах верхнего орд на юге региона, нефти в пределах Среднемакарихинской структу ихной части Хорейверской впадины и газа на Кочмесскон площ Косью-Роговской впадине. Из этих отложении получен приток на Возейском месторождении.

Силурийско-нижнедевонский НГК. Коллекторами явл вторичные доломиты, развитые по органогенным, иногда доломитизированным известнякам верхнего силура, и карбон толщи нижнего девона. Тип коллектора кавернозно-поровьи трецинно-кавернозно-поровый. . Региональной покрышкой для : комплекса, также как к для среднедевонских отложений, с; тимано - саргаевская толща. Роль локальных экранир; горизонтов выполняет ангндрнто-доломитовая толща лохков< яруса и карбонатно-глинистая пачка нижнего девона.

На территории Хорейверской впадины силурийские отлож<

выходящие на поверхность стратиграфического пере]

экранируются нмжнефранской карбонатно-глиннстой т< (тимано-саргаевский флюидоупор).

Большая часть выявленных залежей в отлож<

рассматриваемого комплекса сосредоточена в бортовых Хорейверской впадины, в ВарандеЛ-Ддзьвинской структурной зон« также на юге Колвинского мегавала. В силурийских отлож« встречены массивные залежи на Восточно-Колвннской, Сандивейс Седьягинской площадях. В нижнем девоне установлены залежи ^ на Возейской, Усинской, Лабоганской, Южно-Торавеис Седьягинской, Сарембойской, Северо-Сарембойской, Олеь Варкнавтской, Тобойскон, Иядсейской, Хосолтинской, Колвт структурах. В пределах Хорейверской впадины нефти в оснс легкие.

Среднедевоиско-никнефранский нефтегазоносный комплекс -из основных в Тимнно-Печорском бассейне. Он предста чередованием песчаников, алевролитов и аргнл.^

преимущественно прибрежно-морского генезиса. Коллекторы поре типа сложены кварцевыми песчаниками, хорошо отсортированным незначительной глинистой и карбонатной составляющей.

Покрьшком является регионально развитая глинистая толща нижнефранского возраста - тимано-саргаевский региональный флюидоупор.

Залежи нефти на севере бассейна в этом комплексе открыты на Усинском, Возейском, Харьягинском, Инзырейсхом, Пашорском, Верхнегрубешорском, Эападно-Леккеягинском месторождениях. Залежи пластовые, сводовые, стратиграфически экранированные и литологичес кч ограниченные, а также тектонически экранированные.

Нефти средней плотности (0,860-0,880 г/см3), как правило, высоковяэкие, парафинистые (13-30 X) с относительно небольшим содержанием бензинов (не свыие 15 X). По данным Т.А.Кирюхиной (1986) нефти относятся к алкановому, либо к циклано-алкановому классам и их генерация связана с континентальными отложениями среднего девона.

Семилукско-турнейский нефтегазоносный комплекс. Основная его продуктивность связывается с рифогеннымн массивами и карбонатными сложнопостроенными коллекторами морского генезиса. Открытая пористость рифовых известняков составляет Г2-20 X, а проницаемость до нескольких мкм2. Сложнопостроенные карбонаты семилукско-бурегского и верхнефранско-фаменского возраста представляют собой коллекторы трещинно-кавернозно-порового типа с пористостью 16-23 % и проницаемостью до 3 мкм2.

В качестве локальных экранирующих горизонтов могут рассматриваться карбонатно-глинистые пласты фаменского яруса -Ус-ть-Печорский флюидоупор. -Залежи нефти на севере бассейна в этом комплексе выявлены на Пашорской, Командиршорской, Харьягинской, Возейской, Усинской, Варкнавтской, Сюрхаратинской, Восточно-Колвинской, Западно-Ошкотынской, Западно-Хоседаюской, Центрально-Хорейверской, Висовой, Северо-Хоседаюской, Средне-Янемдейской, Дюсушевской, Лабоганской, Южно-Торавейской, Наульской, Северо-Сарембойской, Мядсейской, Тобойской, Тэдинской площадях. Типы залежей массивные, реже пластовые. Нефти сильно отличаются между собой по физико-химическим параметрам. Здесь открыты средние по плотности (0,822 г/см3 - Восточно-Колвинское месторождение) и тяжелые (0,931 г/см3 - Западно-Хоседаюское месторождение) нефти, малосернистые (0,53 % -Западно-Ошкотынское) и высокосернистые (3,5Х - Западно-Хоседаюское).

Каменноугольно-нижнепермский нефтегазоносный комплекс

регионально нефтегазоносен на севере Тимано-Печорского бассейна, главным образом, за счет его верхних горизонтов. Он включает прнбрежно-континентальнме терригенные, прибрежно-морские

карбонатно-терригенные, морские терригенно-карбонатные осадочные образования. В нижней части комплекса, в визейской песчаной глинистой толще небольшие залежи нефти обнаружены личь в южных районах бассейна. В верхнекаменноугольно-ассельско-сакмарскнх отложениях резервуары нефтн и газа связаны, как правило, с карбонатными породами, затронутыми процессами доломитизации, выщелачивания и другими вторичными изменениями, и образованы коллекторами порового, кавернозного и порово-трещинного типов. Пористость их достигает 30 и более процентов, а проницаемость в среднем изменяется 0,602-1 мкм2. Типы залежей: массивные, пластовые, сводовые, литологически ограниченные. Покрышкой для

этого комплекса служат глинистые образования кунгурс

возраста. Экранирующими свойствами обладают артик

карбонатно-терригенные породы, распространенные на се Печорской скнеклизы. Кроме того, благодаря ре неоднородности коллекторских свойств пород комплекса, выделя

отдельные горизонты и прослои, выполняющие роль эoнaль^ локальных флюидоупоров.

В пределах этого комплекса выявлены залежи разного фазе состава от нефтяных до гаэоконденсатнонефтяных

газоконденсатных.

Пермский нефтегазоносный комплекс сложен карбона терригенными и терригенными породами мелководно-морского прибрежно-морского генезиса. Коллекторами являются песч пласты кунгурского, уфимского, казанского и татарского возра Покрышками являются чисто глинистые нижнеуфимские отложен черкабожские.

В отложениях комплекса установлена промышле

нефтегазоносность.

Триасовый нефтегазоносный комплекс представлен терриген отложениями континентального генезиса. Основная

продуктивность связана с песчаными пластами нижнего триа пористостью 10-25 X и проницаемостью 0,001-1 мкмг .

Большинство нефтяных залежей сосредоточено на севере Сорокина, в Хорейверской впадине две залежи нефти на Оленье Харьягинском месторождениях. Покрышками в Хорейверской впа являются глинистые отложения черкабожскоП и харалейской свит.

Юрско-меловый нефтегазоносный комплекс. Песчаные плас хорошими коллекторскнми свойствами. Пористость достигает 2 X, проницаемость 2 мкм2. Покрышками служат глины верхке-ниж мела. , В отложениях этого комплекса были отме нефтегазопроявЛенин на Нарьянмарской, Лаявожской площадях.

Несмотря на широкое развитие коллекторских горизонто существование региональных флюидоупоров в разрезе осадоч чехла на территории севера Тимано-Печорского бассейна, основ нефтегазоносными комплексами являются среднедевон

нижнефранский терршенный и хаменноугольно-нижнеперм карбонатный комплексы. Остальные,в том числе пермский триасовый комплексы, содержат многочисленные мелкие эа углеводородов.

Нефтегазоносность Хорейверской впадины связана гла образом с карбонатными разновозрастными органоген постройками верхнефранско-фаменского возраста, перекры усть-печорской покрышкой, также как Северо-Сюрхаратинс Снрхаратинская, Средне-Янемдейская, Урернырская, Ю

Сюрхаратинская, Тэдинская, Дюсушевская, Восточно-Колвинс Западно-Ошкатынская, Сихорейская, Верхне-Сихорейс

Западно-Хоседаюскан, Висовая, Северо-Хоседаюская, а также на - Мусюршорская.

Нефтн преимущественно тяжелые, с плотностью от 0,847 г/с (Западно-Ошкатынская) до 0,932 г/см3 IУрернырская\, высоковяэки - (60,14 мкм г/с).

Глава 4

ЭКРАНИРУЮЩИЕ СВОЙСТВА ФЛНШДОУПОРОВ ПО ДАННЫМ ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Надежность флюидоупоров природных резервуаров определяйте! суммарным эффектом многих факторов. В течение геологическогс времени флиидоупорные свойства пород зависят от услови{ осадконакоплення, диагенеза и последующей стадии преобразование пород.

Над залежами нефти и газа образуются ореолы проникновения УВ, а- порой и следы их прорыва, явившиеся путями миграции углеводородных флюидов. В этом случае должны' проявиться следы легких и средних битумов, как более мпграционно способных, проникающих в породу и люминеецнрующнх голубым цветом в ультрафиолетовых лучах. Для определения следов миграции УВ флюидов, для решения вопросов, связанных со свойствами пород, образующих флюидоупоры над залетами нефти, в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне, использовался люминесцентно-

петрографическнй метод. Объектом исследований служили шлифы, изготовленные из пород*.отобранных на глубинах от 500 до 4500 м и охватывающие возрастной интервал от нижнего триаса до силура.

МЕТОДИКА ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-ПЕТРОГРАФИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ. Изучение битуминозных веществ на основе люминесцентной микроскопии велось в прозрачных битуминологических шлифах и непрозрачных типах шлифов.

Для описания люминесцентных шлифов использовалась общепринятая типизация битумоидов при их люминесцентном свечении в отраженном свете, наблюдаемое в ультрафиолетовом микроскопе (использовался универсальный микроскоп - МБИ-15)

- голубые, серо-голубые, желтые, лимонно-желтые, светло-желтые -соответствуют легким и маслянистым битумоидам;

- от темно-желтого и охристого, оранжевого до светло-коричневого, желтовато-коричневого - средние, маслянисто-смолистые;

для тяжелых битумоидов - смолистых к смолисто-асфальтеновых характерны цвета люминесценции - коричневые, зеленовато-коричневые, красно- и темно-коричневые.

При просмотре шлифов в люминесцентном микроскопе особое внимание уделялось формам залегания битуминозного вещества II взаимоотношения ее с вмещающими породами, так как именно эти наблюдения позволяют наиболее правильно судить о процессах миграции битуминозных веществ.

Наибольшнй интерес представляют в породах-поиры процессы, связанные с проявлением легких битумов - эпигенети вмещающей породе. По возможности определяется характер направление миграции битумов по структурным и тексту взаимоотношениям с элементами породы. Явными признаками мигр являются "битуминозные" текстуры и структуры, такие как: тре

ореольные, контактные и зональные. Примем, ореольные разновидности - признак начальной стадии миграции УВ, слоисты трещиноватые текстуры - явные признаки перемещения битумоидов короткие расстояния - в пределах одного пласта или п; пластов.

ДИАГНОСТИКА БИТУМОИДОВ. Для определения и диагнос-битуминозных веществ образцов, просматриваемых

ультрафиолетовых лучах можно применить капельно-люминесцен-аналиэ.

Опыт показывает, что от характера насыщающих бнтумино: веществ изменяется цвет люминесценции, величина яркости концентрации в породе битуиоидов (в шлифе). Все характеризует качественный состав и количественное содержа смолистых веществ, которые, как известно, в битумкноэ веществе находятся в довольно закономерном сочетании углеводородами. Следовательно, данные капельно-люминесцентн анализа приблизительно характеризуют качественный сос свободного битуминозного вещества горной породы в целом.

Косвенное определение качества флюидоупоров люминесцент петрографическим методом. С точки зрения определе герметичности пород-покрышек интересны исследования, связанные эпигенетичными легкими битумоидами (битум "А"), как бо миграционио способного, за счет малой разветвленности и меныи размерами по сравнению со средними и тяжелыми битумоидмн. Т во флюидоупорах наиюолее эффективными путями миграц особенно вертикальной, являются трещины, то наибольшее внима в исследованиях автора привлекали трещины.

•Рассмотрим два типа пород: первый - это глинистые породы второй - карбонатные породы. Наиболее яркий пример первого т: - это кыновско-саргаевский региональный флюидоупор, а второй

это зональная (субрегиональная) франско-фаменская глинис карбонатная покрышка, которая контролирует значительную ча> залежей нефти в верхнедевонских рифогенных образованиях.

При однородном минеральном составе и массивной текст; пород, определяемой по петрографическим шлифам, в параллель» люминесцентном шлифе наблюдается равномерное распределе! битуминозных веществ, первичное залегание kotoi

устанавливается по равномерному фону (одного цве1 люминесцентного свечения. При наличии примеси терригенногс карбонатного материала, а также тонких песчаных и алевролито! прослоев, происходит качественное перераспределение труппов компонентов битуминозного вещества. Это можно определить изменению цвета и оттенков люминесценции в прослоях пород участках или зернах минералов. Следовательно, обнаружен неравномерного распределения битуминозных веществ в глина отличающихся цветом пли интенсивностью люминесценции, но» указывать на имевшую место миграцию битумоидов.

П глинистых отложениях интенсивность люминесценции нтумннознмх веществ определяется их количеством, а на цвет омннесценции в значительной мере влияет состав и структура мешающей минеральной массы, обуславливающей формы залегания итумнноэных веществ.

Интересны образцы с однонаправленным хрокатографическим |>фектом. Наблюдается довольно тусклая, слабая зеленовато-желтая оминесценция основной массы породы. Это свидетельствует о жгенетичнон природе битуминозных веществ, равномерно »определенных в основной массе породы. В центральной части >тографии (рис.4.18) расположена разветвленная трещина. Здесь 1 основном фоне очень слабого свечения битуминозного вещества 1Мой породы довольно ярко выделяется сама трещина и зона юникиовения эпигенетического битумоида.

По видимым в окуляре микроскопа цветам люминесценции каждой ны по его интенсивности можно судить и о компонентном составе тумоидо» каждой зоны и о процессе его изменения при миграции туминозного вещества. Так, на рисунке 4.А.2 видно, что а центре ещнны аккумулируется битуминозное вещество, люминесцирующее ко-желтым и желто-коричневым цветом, н является более тяжелым 1 умойдом, нежели тот, который находится в дисперсном состоянии основной породе. Ореол зоны проникновения ограничен, тенсивность свечения затухает от центра к периферии зоны оникновения. Также к периферии от трещины появляются все более етлые желтые тона цвета люминесценции. Наличие таких объектов так называемым чроматографическим эффектом (или зонами акционирования бнтумондов) свидетельствует о процессе миграции этим трещинам УВ из залежи, ~а ширина и ограниченность зоны эникновения указывает на эффузию свободного битума из трещины исновную породу флюидоупор.

С точки зрения герметичности покрышек, эффузия легких УВ как «овая в недрах может оказывать как положительный (например, глнченне пластичности), так п отрицательный эффект, улавливая разрушение залежи. В этом случае роль диффузионных зцессов в разрушении залежей определяется качеством самого УВ. :омненно, что диффузионный перенос значителен для газовых. 1ежей и к тому же расположенных неглубоко. Сама же степень )фузионного рассеивания газа нз залежей определяется (ежностью их покрышек, а также их температурой и давлением. Но [ не менее, сравнивая ореолы распространения диффузионных

щессов, можно определить основное направлений миграции. В ем случае, когда трещина является магистральным путем рации УВ, зона распространения значительна и практически онаправлена, что дополнительно доказывает эпигенетический актер аккумулированного битумоида.

При петрографическом просмотре шлифов также наблюдаются щины, заполненные битумоидами. В тонкозернистом известняке из енских отложений, наблюдается трещина, стенки которой питаны УВ. В самой трещнне битума нет, он разрушился при отовленми шлифа. Здесь повышенное содержание глобулярного и роглобулярного пирита вокруг трещины, а чем дальше от трещины атрнцу породы, тем меньше его содержание, и он переходит в кодисперсное состояние.

В той же скважине, но значительно ниже по разрезу (10-15 известняк тонкозернистый, трещиноватый,трещины запол миграционным битумом, значительно более тяжелым (битумоид к более темную и интенсивную окраску).

Ранее считалось, что пиритизация, как и железо (РегОз;Р (окмсное, закисное), ухудшает свойства покрышки, делан хрупкой. Содержание железа с переменной валентностью осадочных породах находится в неразрывной связи окислительно-восстановительными условиями среды. От них зав минеральный состав породы и способность миграции соединений.

Формы выделения пирита разнообразны: скопления гло кубиков, мелкая тонкодисперсная россыпь. Очень часто развивается по органическим остаткам (рис. 4.32, 4. Содержание пирита (0,5-1 X) указывает на восстановительную с осадконакопления. Окислы н гндроокислы железа (гематит, гети гидрогетит) присутствуют в тонкорассеянном виде, пропит породу, создавая пятнистую линэовидно-слоистую текстуры.

Концентрация сульфидного железа 0,5-1 Ж свидетельству восстановительных условиях накопления рассматриваемых отложе: Такая концентрация не снижает качество покрышки и, по-видим свидетельствует о путях миграции УВ в Усть-Печорскум толщ: нижележащей залежи Северо-Хоседаюского месторождения.

Впервые метод лмминесцентно-петрографической микроскопии применен в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне изучения флюидоупорных свойств осадочных пород. Люминесцен-петрографический метод очень эффективен. Во-первых, благо, своей экспрессности он позволяет в короткий срок полу информацию о характере битуминоэностн пород на обши; территории. Во-вторых, из-за малого количества ке] необходимого для приготовления илифов, а возможно

использование шлама, в то время как для хим1 битуминологнческнх исследований требуются сравнительно кру| пробы. В то же время одновременный просмотр петрографическ! люминесцентных илифов дает общую характеристику пород.

В результате исследований представилась возможность суI о направлении миграции битумоидов в покрышке. Можно это еде! по структуре битумоидов, приуроченных к трещинам. Если трещине легкий битумоид, а на прилежащих участках поро| тяжелый, то это свидетельствует о миграции битумоидов самой породы в трещину. Если наблюдается обратная карт! то это говорит о миграции битумоидов в данную породу извне, т из залежи. Такие структуры с эпибитумондом наблюдались террнгенных породах - аргиллитах кыновско-саргаевского возр! на севере Хорейверской впадины на Оленьей площади и карбонатных породах Усть-Печорской толщи в центральной чг Хорейверской впадины на Северо-Хоседагаском месторождении.

Так, образование хроматограмм дополните;

указывает направление перемещения битумоида в покрышке.

Также часто в шлифах встречаются трещины с битумоидами, не образующими природных хроматограмм■ В этом случае это ухазывает на эпигенетичный характер битумоида это проникновение битумондов в породу произошло после литификации.

Изучение трещиноватости пород должно сопровождаться просмотром их в ультрафиолетовом свете. Определенные соотношении пустых трещин с заполненными битумоидом, открытых и залеченных карбонатом или другими минералами, дает возможность определить основные направления миграции и в ряде случаев -время миграции. Кроме того, выявление миграционных битумов различного характера может свидетельствовать о разновременности их миграции.

Как правило, вертикальные и субвертикальные трещины залечены вторичными минералами (ангидритом, доломитом, кальцитом). Такие трещины, вероятно, были связаны со сквозными разломами (Белякова, 1989).

Таким образом представилась возможность определить и показать нарушения герметичности флюидоупоров. Также

установлено, что в ложной покрышке перемещающиеся УВ заполнили собой пустотное и трещинное пространство, тем самым способствовали улучшению герметичности флюидоупоров.

Влияние органического вещества двояко. Установлено, что присутствие значительного количества (выше 0,1-0,3 Ч) битумоида в покрышках над залежью ухудшает свойства экрана, свидетельствуя о ее раскрытности. Органическое вещество как таковое существенно влияет на улучшение экранирующих свойств глинистых пород. При этом в наибольшей степени улучшает нефте- и газоупорные свойства глинистых (и карбонатных) пород органическое вещество третьего типа сорбированное глинистыми минералами из коллоидных или нстянных растворов, а в карбонатных связанный битум С. Именно это органичесоке вещество служит как бы цементом, упрочивающим глинистые

породы, благодаря чему они становятся лучшими покрышками, чем аналогичные породи, но лишенные сорбированного органического

вещества.

Когда в породах покрышках устанавливаются битумонасыщенные пласты с повышенной концентрацией аллохтонного битумоида, значение которых выше 0,1-0,3 это свидетельствует об

ухудшении качества покрышки, говорит о ее раскрытости.

В карбонатах значительную роль с точки зрения герметичности пород будет играть бнтумонд А, т.е. свободный битум. Частичная доломитизация усть-печорских известняков приводит к образованию пустотного пространства. Эффективную пористость уменьшает органическое вещество (битум А), восполняющее поры перекристаллизации, доломитизации и выщелачивания. Если в породе наблюдаются стиллолиты, то поры содержащие органическое вещество, как правило, тяготеют к ним. Стиллолитообраэованке, отмечаемое в карбонатных и неоднородных породах, играет двоякую ропь. С одной стороны, стиллолиты являются ослабленными зонами, с другой - служат своеобразными экранами, понижающими проницаемость породы. •

Аутигенный пирит, когда он п рису тствует в вид е рас сеяимой

дисперсной примеси и мелких кристалл иное , г л о б у л с й ,

микростяжений по органи ческому веще ст в у , с о с т а вляя в глинистых

прослоях 3-5 X, в до ломитах и из ве стняках 0,5- 1 %. Такие

концентрации ( С орг.общ. =4Х) свидете льет в уют о восст ан овнтельных

геохимических условиях в период се ди менто ген е за и диагенеза,

благоприятных для накопл ения нефтема терн неких то лщ и по крышек.

Глава 5

ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ФЛЮИДОУПОРОВ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ СКВАЖИН

В Тимано-Печорском НГБ выделяются следующие основные типы фЛмидоупоров: глинистые,- карбонатно-глиннстые; глинисто-карбонатные; песчано-алевролито-глинистые; сульфатные.

Была приведена типизация покрышек и определены критерии выделения по ГИС. Для этого создавалась электрометрическая модель флюидоупора каждого типа (5 видов), которая представляет собой отрезок кривых на каротажных диаграммах, соответствующий, по нашему представлении, породам, обладающим герметичными с войствами.

Электрометрическая модель включает в себя диаграммы ПС, КС, ГК. Для понимания разреза, определения его фильтрационных

свойств и насыщенности флюидом привлекался дополнительный ряд геофизических методов исследования, таких как НГК, ПК, КВ, АК, БК, МБК, диэлектрический каротаж.

Метод собственных потенциалов (ПС) в электрометрической модели позволяет выявить электрометрические ритмы к закономерности и использовать этот признак для корреляции скважины по каротажу.

ТИМАНО-САРГАЕВСКАЯ РЕГИОНАЛЬНАЯ КАРБОНАТНО-ГЛИНИСТАЯ ПОКРЫШКА Электрометрическая модель карбонатно-глинистой покрышки

значительно похожа на электрометрическую модель глинистой покрышки, но она имеет свои специфические особенности.

По диаграмме ПС в южных и центральных районах наблюдается аномалия шириной в несколько десятков, а порой и сотню единиц. Ее кровельная часть, как правило, имеет кровельную наклоннун линию, а иногда слабоволнистую. Боковая - волнистая незначительно к имеет отрицательную тенденцию вниз по разрезу, во всех разрезах Хорейверской впадины, при этом происходит незначительное уменьшение значения ПС. На севере Хорейверской впадины наблюдается значительная дифференциация нижней части кривой ПС. Подошвенная, как правило, наклонная, слабо дифференцирована.

Кривая кажущегося сопротивления здесь не показательна и варьирует от 2--1 Омм напротив глинистых пластов и выше 50 Омм карбонатных и песчанистых разностей.

Крнвая ГК более выдержана, .хотя в центральной части ^оренверской впадины нет Тиманской части покрыахи, тем не менее :аргаевская часть всегда следится одинаково.

По ГК можно разделить тимано-саргаевскую покрышку на два >тажа - верхний саргаевский (значения ГК примерно от 8 до 12-15 1кр/час) н тиманский (значения ГК - 6-10 мкр/час). Причем :аргаевский горизонт везде представлен преобладанием карбонатной оставляющей.

ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫП ТИП ФЛЮИДОУПОРА. В пределах

»ассматриваемого района к глинисто-карбонатному типу флюидоупора иносятся многие локальные покрышки, но из зональных хтннская и усть-печорская покрышки.

Электрометрическая модель глинисто-карбонатного флюидоупора ассмотрена на примере усть-печорской покрышки. Верхнедевонские тяожения ЮЗ Гэ^т ) были разбиты на три части. Нижняя ачка (1), средняя пачка (2) и верхняя (3) выделены по каротажу, ачка 1 находится над рифогеннымн породами, которые можно уверенно тбнвать по пониженным (практически нулевым) показаниям ыпо.чоженной кривой естественной гамма-активности (ГК). На остоке, частично в центральной части, пачка 1 подразделяется на ачкн1аи1б.

Пачка 1а представлена карбонатно-глинистыми отложениями ощностьм 10-30 м и является первым флюидоупором дли залежи ефти в Северо-Хоседаюской изолированной банке, и на ападно-Хоседаюской площади. В районе Ошкотынской группы ока еряет свои герметичность. В районе Восточно-Колвинской площади на не обладает .хорошими флмндоупорными свойствами из-за начнтельной потери глинистой примеси (показания ГК порядка 3-4 кр/ч). В восточной части эта пачка является флюидоупором оответственно высота залежей пропорциональна высоте этой окрышки, а характеризуется по ГК значениями порядка 6-8 кр/чяс. В районе Северо-Хоседаюской и Западно-Хоседамской лощадей по каротажу напротив аномалин ГК наблюдается увеличение иаметра ствола скважины и уменьшение показаний КС. В ентральной части района тенденция дифференциации кривых охраняется, но их амплитуда значительно затухает.

На Восточно-КолвпнскоПн Дюсушевской площадях они езначнтельны, но их можно идентифицировать для прослеживания раниц.

Пачка 16 является промежуточной толщей и представлена зрбонатнымн отложениями. Некоторые исследователи рассматривали ачки 1а н 16 в совокупности как единую толщу - ложную покрышку, пачку 1а - проницаемую и совсем не играющую роль покрышки. Нам ? представляется, что пачка 1а в восточной части Хорейверской тадины будет локальным флюидоупором среднего качества. В эстав же ложной покрышки она будет входить в районе Центрадьно->рейверской группы поднятий, например, в скв. 10 (интервал 100-3080 м ) .

Хорошо выдержанным флюидоуаором является пачка 2, стратиграфически относящаяся к усть-печорскому горизонту низов верхнего фамена. Литологически она представлена карбонатно-глинистыми и аргиллитовымн пластами, иногда переслаивающимися с глнннсто-карбонатными пластами, и является основным

флюндоупором, причем толщина аргиллитовых пластов 5-10 м. Эта покрышка - зональный флюидоупор. На Ардолинском месторождении мощность толщи 1 сокращается, она не обладает герметичными свойствами, и залежь находится под пачкой 2, где толщина основного флюидоупора 10 м (пласт аргиллита). Пачка 2 везде характеризуется повышенными значениями ГК, достигающими 8-10 мкр/ч, а также повышенным диаметром ствола скважины напротив аномалий ГК.

Пачка 3, являющаяся промежуточной толщей между усть-печорсьнм горизонтом (пачка 2) и яснополянским (01V"> - субрегиональной покрышкой. В карбонатной толще пачки 3 находится пласт-

коллектор неиольшой мощности, насыщенный высокоминерализованной водой (пониженные показания КС, "выскакивает" пятый масштаб по индукционному каротажу). Этот факт говорит о том, что пачки 1 и 2 {устъ-печорская покрышка) - надежный флюидоупор и он не пропускает через себя нефть в вышележащий горизонт с пластом коллектора пачки 3. Таким образом, роль основной зональной покрышки играет карбонатно-глинистая толща пачки 2 (пачка усть-печорских карбонатных аргиллитов - мелководно шельфовых отложений).

ПЕСЧ.4НО-АЛЕВРОЛИТО-ГЛИНИСТЫП ТИП ПОКРЫШКИ. Примером песчано-алевролнто-глинистого типа флюидоупора являются пермские покрышки.

Отложения распространены по всей Хорейверский впадине к за ie пределами. Мощность колеблется примерно от 80 до 180 м.

Из всех электрометрических моделей, модель песчано-iл е и ро л н то— глинистого типа флюидоупора самая сложная.

Значительная часть региональной песчако-алеврито-глинистой юкрышки может быть представлена в электрометрической модели как (Дно-, двух- и трехчленной. Основные составляющие критерия ыделения в пермских отложениях терригенных покрышек это •меньшенпе карбонатной составлямщеп (диаграмма кажущегося опротнвления ПС) и плюс увеличение глинистости разреза. 1ричем в кунгурских отложениях в глинистых пластах гамма ктнвность колеблетсяв пределах 6-8 мкр/час (или 6300 имп/мнн), в аритнских и уфимских диапазон изменения резко возрастает (с до 10 мкр/час).

Кривая собственной поляризации отличается значительной табильностью в области аСП - пинан глин. Незначительные ропластки песчаников четко фиксируются на диаграммах ПС, КС и К, которые и .служат основанием для выделения глинистости окрышки.

ГЛИНПСТЫЯ ТИП ФЛЮИДОУПОРА - НИЖНЕТРИАСОВЫЕ ОТЛОЖЕННЯ. (лектрометрнческая модель этих отложений представлена |есложнопостроенной аномалией, расположенной в зоне положительных >тклонений ПС, кровельная линия часто горизонтальная, либо слабо тклонна, боковая - вертикальная или слабоволнистая. Подошвенная 1иния - слабо наклонная прямая. Ширина аномалии ПС - единицы, !ервые десятки. К игу все эти параметры изменяются (разрез :ильно опесчанивается), ширина и дифференциация аномалин ПС •меньшается, появляется значительное количество пластов 1гсчаников мощностью 10-20 м.

Кривая КС на сводных диаграммах на площадях территории ¡орейверской впадины практически везде против пластов глин, жемт сопротивление 4 Омм. В основнии разреза в центральной 1асти Хорейверской впадины (Северо-Хоседаюская, Северо-Солвинская и др. ) пишется четвертый масштаб ( 500 Омм) 1злнвшнеся базальты - репер Т1.

Диаграмма ГК как правило незначительно дифференцирована, не гнеег ярко выраженных реперов, значения от 4 до 7 мкр/час.

Диаграмма НГК не показательна, как правило, не выражена.

СУЛЬФАТНЫЙ ТИП ФЛЮИД0УП0РА представлен тарусско-стешевским ыастом ангидрнтов. Хотя в самой Хорейверской впадине ¡ромышленных притоков пока не получено, но на соседнем вале Горокина в его северной части, под этой покрышкой открыты (есторождения нефти.

Для электрометрической модели сульфатного типа флюидоупора тредставленного ангидритами тарусско-стешевского горизонта характерна выраженность на всех кривых стандартного каротажа.

Так, аномалии потенциал-зонда достигают 500 Омм, а градиент-зонд до 1000 Омм. Боковая линия градиент-зонда имеет юложительный наклон к подошве пласта на всей территории (орейверской впадины, достигая 1250 Окм. На каротажных шаграммах пласт ангидрита легко узнать по четвертому, иногда тнтому масштабу градиент-зонда. На этом фоне одним из критериев зыделения сульфатов служат нулевые показания ГК, а в случае, <огда появляются пропластки карбонатных материалов (это, как 1равило, хемогенные известняки и доломиты, редко с аргиллитами) тоявляются незначительные пики на диаграмме ГК. Идентифицировать 1рп этом возможно по совокупности методов ГК и КС, причем, это как правило, второй масштаб потенциал-зонда.

Дополнительным критерием для выледения чисто ангидритовой голщи является индукционный метод, В основном это близкие к нулевым значения ПК и лишь в тех случаях, когда появляются пропластки карбонатов наблюдаются незначительные аномалии. Границы непроницаемых ангидритов как в кровле, так и в подошве четко фиксируются кривой !!К,

Таким образом, для каждого типа флюидора Хорейверской впадины ."оставлена электрометрическая модель, которая позволит осуществлять выделение из разреза покрышки, проводить их литолого -фациальные реконструкции. Возможность в дальнейшем широкого применения электрометрических моделей для прогнозирования залежей нефти и газа.

Критернн оценки флюидоупоров по материалам ГИС позволили дать литологическую характеристику флюидоупоров.

1. Для глинистых, песчано-алевролито-глинистых и карбонатно-глнниетых флюидоупоров основными составлающими критерия выделения являются - уменьшение карбонатной составляющей и терригенной грубообломочной, а такте увеличение глинистости разреза.

2. Для глинисто-карбонатных характерно наличие чистых прослоев аргиллитов, уменьшение высоты ложной покрышки и диапазон глубины 1,7-3,2 км .

3. Для сульфатных флюидоупоров - отсутствие карбонатных тер'рпгенных включений и пропластков в нижней части разреза.

Глава 6

АНАЛИЗ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ДАННЫХ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ПОРОД

К показателям изолирующих свойств пород покрышек относится сдерживаемый гидродинамический градиент давления. Который в свои очередь входит составной частью в "барьер давления". Другую долю формирует величина превышении норового давления воды в глинистых породах, слагающих покрышку, над пластовым давлением ь экранируемых отложениях.

Итак, пластоное давление в проницаемых отложениях над покрышкой несколько меньше, чем под покрышкой. Переход давлений между ними является одной из предпосылок для начала фильтрации флюидов через покрышку.

Величина экранирующего потенциала породы покрышки в случае наличия под ней в ловушке залежи УВ будет выражатьсн в следующем уравнении:

2

Р + Р' < (Р - Р" ) + Р + Р

изб. пп. пор. пл. кап. пл.

где Р изб. - избыточное давление в сводовой части залежи УВ, возникающее за счет Архимедовой силы; РЙл - пластовое давление воды в гидродинамической системе, экранируемой рассматриваемой покрышкой, приведенное к абсолютной отметке подошвы покрышки в сводовой части залежи; Рпл - пластовое давление воды в гидродинамической системе, приведенное к отметке подошвы покрышки; Рпор - давление флюида в поровом пространстве пород, слагающих покрышку; Ркап - капиллярное давление, полученное расчетным путем.

Зто выражение можно преобразовать: .

Р + изб.

р < АЛ.

Р + Р пор. кап.

1еоая часть выражения характеризует движущую силу миграции, а парвая - экранирующий потенциал.

процесса

Можно сделать вывод, что в Хорейверской впадине величина орового давления практически всегда равна пластовому в жранируемых или проницаемых пластах. Величина капиллярного .явления изменяется.

Экранирующий потенциал таких покрышек определяется рактически лишь капиллярным давлением.

Величина капиллярного давления зависит от размера поровых аналов н раскрытости трещин. Характер этих изменений в ависимостн от минерального состава пород, содержания примесей, также от степени уплотнения. Эти данные нельзя считать на все 00 % достоверными, в силу того, что при подъеме образца породы чабоя скважины до устья происходи! мощные трансформации в этом бразце.

Можно определить левую масть выражения - "гидравлическую" -оставляющую величины пластового давления в проницаемых тложенинх над покрышкой.

Пересчитав измерения опробования в Хорейверской впадине по аэрезу и по приведенному напору к отметке 2400, а также ересчитав абсолютные отметки глубины замера давления для пород экрышек от тимано-саргаевской до черкабожской были составлены аблицы.

В результате установлено, что в Хорейверской впадине гсутствуют отклонения от условного гидростатического.

На всех дру-г их— площадях Хорейверской впадины

(дродннамическнй режим комплексов, заключенных между (мано-саргаевской и черкабожским флюидоупорами, соответствует >рмальному градиенту давления. Кроме этого, согласно графикам, глечена близость приведенных пластовых давлений как между >бой, гак и по отношению к гидростатическому, что говорит также спокойной гидро-динамической обстановке.

Все покрышки а Хорейверской впадине сдерживают только юыточное давление.

Глава 7

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Характер распределении залежей, как известно, в каж; конкретном нефтегазоносном комплексе зависит не только свойств коллекторов, но в значительной мере - от свой! покрышки, прежде всего -региональной. Эти свойства определ; степень вертикальной изоляции нефтегазоносных комплекс! характер миграции УВ, меру их рассеянна или концентрации.

Региональная тимано-саргаевская покрышка. Перспективы поис! залежей УВ в верхнеордовнкских отложениях связаны в Хорейверо впадине в районе обрамления Большеземельского свода с ловушк! в пределах положительных структур по поверхности фундамен-при учете тектонического фактора.

Перспективы силурийских отложений связаны с зонами вторич! постседименгационных изменении пород.

Перспективность Д1 отложений обусловлена развит! коллекторов хорошего качества и непроницаемых покрышек.

Субрегиональная усть-печорская покрышка контролирует I месторождений, находящихся в разновозрастной рифогенной и центральной части Хореиверской впадины. Она прослеживается север, не изменяя своих параметров, но перекрывает то^ мелководно-шельфовых отложений в пробуренных скважин: представленных плотными разностями. Перспективы связаны нахождением здесь под усть-печорской покрышкой коллекторов.

Под региональной внзейской покрышкой пока не найдено зале: УВ. В северной части Хорейверской впадины визейская покрышка обладает флюидоупорными свойствами.

Также не найдено месторождений иод ангидрито-доломито таруско-стешовской покрышкой.

Экранирующими свойствами обладают аргинские карбонат терригенные породи, распространенные на севере Печоре синекпизы. Кроме того, благодаря резкой неоднородно коллекторских свойств пород комплекса выделяются отделы горизонты и прослои, •выполняющие роль зональных и локаль флюидоупоров.

Верхнеартинско-верхнекунгурские мелководно-морские песча алеврито-глиннстые отложения, в целом, служат регионалы покрышкой для залежей нефти в подстилающих горизонт Возможности открытия новых литологически экранированных пластово-сводовых залежей далеко не исчерпаны. Вероятно нахождения месторождений УВ в зоне перехода от запади шельфовой глинистой фации к фации открытого мелково (Ступакова, 1990) распространяется от Восточно-Ханчаргинско Урернырдской, захватывая область Восточно-Хореиверской и Верх Колвинской площадей.

На юге Хорейверской впадины могут быть продуктивны алеврнто-линистые поиднеуфимско-татарскне оэерно-аллмвиальные отложения.

Нижнетриасовый флюидоупор - при опробовании базальных есчаников Т1св получена нефть с водой. Предполагается тагопрнятное сочетание расположения структуры по периферии злеоподнятия и находящиеся в области, совпадающей с 1Спространением палеопотока для структурно-литологических звушок.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для оценки герметичности покрышек был использован комплекс •тодов исследования.

Во-первых, проанализированы гидродинамические данные следований скважин. Данные были сведены в таблицы и графики. I их основе построены карты.

На всех площадях Хорейверской впадины гидродинамический жим комплексов, заключенных между тимано-саргаевской и ркабожским флкж доупором соответствуют нормальному градиенту Оления. Отмечена близость пластовых давлений как между собой, кн по отношению к гидростатическому. Все покрышки в рейверской впадине сдерживают только избыточное давление.

Во-вторых, на основе геофизических исследований скважин отроены электрометрические модели и выделены критерии оценки индоупоров по геофизическим данным.

Лия изучения покрышек был применен микролюмннесцентно-трографический метод, который позволил быстро получить формацию о флюидоупорах. Наряду с другими методами, в стности, лшминесцентно-петрографнческим:

Определены ионы нарушения герметичности флюидоупоров.

Представилась возможность выявлять направления перемещения теводородных потоков во флюидоупорах.

Далее, установлено, что в ложной покрышке перемещающиеся >'В юднялн собой пустотное и трещинное пространство, тем самым юобстьовали улучшению герметичности флюпдоупоров.

аническое вещество двояко влияет на герметичность пород:

присутствие аллахтонкого битумоида (0,1 - 0,3 %) ухудшает 1йспва экрана, свидетельствуя о его раскрытости;

бнтумоид-С, входящий в состав самой породы (сорбированное),

ентирует и одновременно деляет ее пластичной, а

в) битумонд-А в карбонатных породах (как сннгенеткчнын, так п эпигенетичныи ) собой заполняет поры, чем уменьшает проницаемость породы покрышки.

1. На территории Хорейверской впадины выделяется пять типов флюидоупоров:

- глинистые; - песчано-алевролито-глнннстые;

- глинисто-карбонатные; - карбонатно-глннистые

2. выделяются и хорошо следятся по каротажу тимано-саргаевекая, усть-печорская, кунгурская и черкабожская региональные (субрегиональные) фпюидоупоры.

3. Усть-Печорскую покрышку можно выделить в субрегиональную: во-первых, она довольно хорошо следится по диаграммам каротажа как на севере, в центральной части, так » на юге, где она входит в Надеюскуы толщу. Во-вторых, эта покрышка контролирует основную часть месторождений в Хореиверской нефтегазоносной области (стуктуа 11-го порядка/

4. Представилось возможным оценить перспективы нефтегаэоносности территории Хорейверской впадины в связи с распространением различных типов покрышек. Определены направления поисков залежей нефти и газа в пределах выделенных зон.

По теме диссертации опубликованы:

1. Девонские покрышки центральной части Хореиверской впадины. Москва: МГУ. Вестник Университета. Сер.4. Геология. 1992. N 6.

2. Карбонатно-глинистые покрышки верхнего девона ряфогенной зоны в центральной части Хорейверской впадины / РЖ ВИНИТИ. 1992. Материалы XVIII науч. конф. мол. ученых. ИГУ. 1991.

3. Особенности формирования и строения нефтяных залежей в силурийских отложениях на юго-западе Хорейверской впадины.

Методика поисков / Тнмано-Печорский НГБ // РЖ ВИНИТИ. 1992, Материалы XVIII науч. конф. мол. ученых. МГУ. 1991.

Находятся в печати:

1. Характер развития флюидоупоров в строении залежей газа в отложениях карбонатной толщи верхней юры Андхойского вала и Обручевского прогиба (на примере месторождений Джар-Кудук, Джума, Башикурд и Джангали-Колон на севере Афганистана).

2. Лнтолого-фациальная характеристика верхнеюрских

флюидоупоров в Шиберганском нефтегазоносном районе на севере Афганистана (Каракумский НГБ).

3. Исследования флюидоупоров люминесцентно-петрографическим тодом (на примере Хорейверской впадины ТП НГБ ).

По теме диссертации внедрена в учебный процесс на кафедре элогии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета У им. М.В.Ломоносова для студентов специальности 04.00.17 в эсе "Нефтепромысловая геология" "Обработка материалов ГИС и элого-промысловых данных, для выделения эксплуатационных ьектов и подсчета запасов в них. Интерпретация каротажных аграмм с выделение литологического состава пород флюидоупорных коллекторских горизонтов, определение в последних границ здела".