Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

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

Московский ордена Ленина, ордена Октябрьской рр^рволШкии и ордена Трудового Красного Знамени Государственный Университет имени М.В.Ломоносова

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых на правах рукописи

Ахмедзянов Искандер Флюрович

/ДК 553.98.041; 551.734/735 (470.13)

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

Специальность 04.00.17. — геология, поиски и разведка [ефтяных и газовых месторождений

автореферат диссертации на соискание ученой степени андидата геолого-минералогических наук

Москва 1993 г.

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горк ископаемых геологического факультета Московского государственного института им. М.ВЛомоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических I профессор И.В.Высоцкий

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогиче наук, профессор Б.К.Поршляков (ГАНГ); кандидат геол минералогических наук, с.н.с. А.М.Хитров (ВНИГНИ)

Ведущая организация: ТПО ВНИГРИ г.Ухта

Защита диссертации состоится "22. " <. ^/LijTu 199: " /.'i/Si/" час. на заседании специализированного coi Д.053.05.64 по геологи, поискам и разведке нефтяных и газе месторождений, месторождений твердых горючих ископае и литологии при Московском государственном Универси им. М.ВЛомоносова по адресу: 119899 ГСП, г.Москва, В-Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. "> Vх С диссертацией можно ознакомиться в библиог геологического факультета МГУ. Автореферат разос "22 " с^ы^Лы 1993 г.

Ученый секретарь специализированного совета Н.Пронина

РЕФЕРАТ

Тнмано-Печорский бассейн является одним иэ основных нефтегазодобывающих регионов европейской части СССР. Выгодное географическое положение и наличие значительных запасов нефти и газа обусловили большой интерес к нему и быстрое освоение ресурсов нефти и газа его южной части.

В создавшихся условиях особое значение приобретает поиск месторождений не только в пределах известных и хорошо изученных территорий, но и в северной его части» значительно меньше изученной, на землях Ненецкого национального округа Архангельской области.

Актуальность темы исследований обусловлена необходимостью изучения условий формирования и закономерностей распределения по разрезу н площади бассейна пород, обладающих способностью удерживать и контролировать залежи углеводородов (УВ) в ловушках различного генезиса и морфологии. Эти породы, являющиеся флюндоупорами, характеризуются определенными

физико-механическими и фильтрационно-емкостными свойствами, которые, с одной стороны, являются следствием особенностей литологического и минералогического состава отложений, сформировавшихся в различных палеогеографических обстановках, а с другой - эти свойства могут быть приобретены в результате воздействия вторнчных постседиментацнонных процессов. Анализ условий образования флюидоупоров н прогноз их распространения позволит повысить эффективность поисково-разведочных работ на нефть н газ, и послужит одним из факторов наращивания их ресурсов на севере Тимано-Печорского бассейна.

Цель работы:

1I Анализ условий образования флюидоупоров и выявление

факторов, способствующих формированию флюидоупорных свойств в Хорейьерскои впадине Тимано-Печорского нефтегазоносного

бассейна |ТП НГБ).

2) Закономерности распределения и прогноз распространения флюидоупоров в Хорейверской впадине.

Задачи: - изучение флюидоупоров; - выделение критериев для оценки флюидоупоров; - выделение ложных покрымек; типизация флюидоупоров; - изучение характера

распределения битуминозного вещества во флюидоупорах различного типа; - обоснование возможности формирования залежи под покрышкой в предложенных геофизиками структурах; - оценка перспектив нефтегазоносности в связи с распространением различных типов флюидоупоров.

Зацицаемые положения:

1. Критерии выделения флюидоупоров различного типа на прим! Хорейверской впадины Тимано-Печорского нефтегазоносж

бассейна.

2. Типизация и определение границ флюидоупоров.

3. Оценка перспектив нефтегаэоносности в связи распространением флюидоупоров в исследуемой регионе.

Методы:

1. Исследование кернового материала.

2. Работа с материалами диаграм геофнзичес! исследований скважин (ГИС) для выделения флюидоупоров.

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

4. Исследование петрографических и люминесцентных шлифов по] флюидоупоров.

5. Анализ термобарических данных о влиянии флюидоупоров распределение давлений в нефтегазоносных комплексах (НГК)

Научная"" новизна

- Выделены критерии и типизированы флюидоупоры территории Хорейверской впадины.

Проведена детальная корреляция ГИС дли тима! саргаевской, ухтинской и устъ-печорс

покрышек .

Впервые применен метод люмннесцент! петрографической микроскопии для изуче! флмидоупорных свойств в Тимано-Печорском НГБ.

Выявлены перспективные в нефтегазоносно] отношении зонын Хорейверской впадины в свя: с распространением различных типов покрыш< определены направления поисков залежей пределах выделенных зон.

Практическая значимость

Территория характеризуется высокой степенью изученное Выделение новых перспективных зон, их распространение позво. определить новые направления и повысить эффективно! поисково-разведочных работ на нефть и газ, послужит одним факторов нахождения новых месторождений. Примене!

микролмминесцентно-петрографического метода позволяет быс"

получнть информацию о флкш доупорах. 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-Марской нефтегазораэведочной 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 и керновом материале 120 скважин, пробуренных на 75 площадях объединения "Архангельскгеология", "Ухтанефтегазгеология",

"Севзапгеологня" и "Печорагеофнзика". В работе использованы материалы исследований Р2-Н2 отложений Тимано-Печорского НГБ, отраженные в работах специалистов ВНИГНИ, ВНИГРИ, Тимано-Печорского отделеная ВНИГРИ, ВНИИгаза, ИГиРГИ, Института геологии Коми филиала АН СССР, геологических объединений "Архангельскгеология" и геологического факультета Московского государственного университета им. М.В.Ломоносова.

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

те кета.

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

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 нефтегазоносности" выделяются благоприятные зоны и 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-минералогнчеекпх наук, профессора Н.В.Высоцкого.

В процессе рр.боты автор консультировался с ведущш специалистами и со грудниками кафедры геологии и геохимии горюч ископаемых и кафедры литологии и морской геологии геологическо факультета ИГУ км, М.В.Ломоносова, ведущими специалиста ИГиРГИ, ВНИГНИ, ГАНГа. Автор благодарит своего научно руководителя, профессора И.В.Высоцкого, профессо

Ю.И.Корчагину, старшего научного сотрудника Г.Е.Яковлев кандидата геол.-мин. наук А.В.Ступакову и выражает все принявшим участие в подготовке и завершении данной работ искреннюю признательность за советы и помощь.

Глава 1

СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПОКРЫШКАХ

. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ДАННЫХ. Вопрос о нефтегазоупора препятствуюцих вертикальной миграции нефти и газа, име важное значение как при решении проблемы формирования залеже тан и при поисках этих полезных ископаемых. В литерату

галогенны ись ь ря Бурлин, 1976 в фондов комплексы... 1989; Лебед ких факторо залежи У .Акрамходжаев Ю. И.Марьенк .3.Прозорович .Н.Ушатинског а, А.М.Хитров и других исследователей.

Все работы можно сгруппировать по трем основным направления литолого - минералогическому; корреляционно - статистическом термо - гидродинамическому.

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

Корреляционно-статистическое направление объединяет рабо по выявлению качественных и количественных взаимосвязей меж параметрами покрышек (мощность, неоднородность) и экранируем ими залежей (высота залежи, коэффициент заполнения ловушк свойства нефти, их гаэонасыщенность и др.) (Дикинштейн, 196 Строганов, 1966;

Третье направление - пока немногочисленные работы существенной роли гидродинамического экрана н

гидродинамической покрышки для сохранения залежей. Для оцек энергетических возможностей существования подобных экран необходим анализ не только избыточных давлений в залежах

примеры покрышек, представленных глинистыми, и реже карбонатными породами, рассматривал обобщающих работ (Прозорович, 1972; Ханин, 1973; а также достаточно детально разбирались литературе (Пименов и др. "Нефтегазоносные 1980; Еременко и др., 1980; Белякова и др., 1986, и др., 1976; Зхус, 1979). Ряд геологичес определяющих способность покрышек удерживать систематизированы в работах советских ученых: А.М

A.А.Бакирова, Г.X.Габриэлянца, М.К.Калинко,

B.Д.Наливкина, И.И.Нестерова, А.В.Овчаренко, Г Б.К.Прошлякова, В.В.Семеновича, В.П.Строганова, И А.А.Ханина, Л.М.Марморштейна, И.Д.Зхус, Т.Т.Клубов

приведенных пластовых давлении в вышележащих отложениях, но и капиллярно-поверхностных сил в породах, слагающих покрышку,

МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ПОКРЫШКИ. В природе нет абсолютно непроницаемых покрышек для флюидов. Любой флюидоупор при определенных условиях в той или иной мере пропускает УВ. Минимально проницаемые - это лучшие покрышки, которые создают жесткие условия для движения сквозь них мигрирующих УВ. При этом проницаемость покрышек может быть обусловлена процессами диффузии, а также тем, что проникновение происходит по поровым каналам или осуществляется по трещинам (здесь рассматриваются и капельно- гидротермобарические 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 - гидрослюдизация монтморилонита' 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 н 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 нефти и газа структурного и неструктурного типов установлены в палеозойских (ордовикских, силурийских, девонских, каменноугольных, пермских) и мезозойских (триасовых, юрских и меловых) отложениях. Распространение региональных,

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

среднедевонский, нижнефранский, семилукско - турнейс! каменноугольно - нижнепермский, пермский (артинско-татарск! триасовый, юрско-меловый нефтегазоносные комплексы (НГК).

Ордовикский нефтегазоносный комплекс. Практический инт< с точки зрения нефтегазоносности пердставляют отлож< пестроцветных глинистых известняков открытого шел! рифов! карбонатных банок. Тип коллектора кавернозно-поро1 трещинно-кавернозно-поровый. Покрышки приурочены к регрессш этапам накопления террнгенно-сульфатно-карбонатных

галогенно-карбонатных пород в конце позднего ордовика.

Мощность .отложений, экранирующих в пределах Хорейверс впадины верхнеордовикскум коллекторскую толщу, колеблется пределах 120-270 м.

Нефтегазоносность этого комплекса подтверждается открьм залежей нефти и газа в известняках и доломитах верхнего ордов на юге региона, нефти в пределах Среднемакарихинской структурь южной части Хорейверской впадины и газа на Кочмесскон площаг Косью-Роговской впадине. Из этих отложений получен приток не на Возейском месторождении.

Силурийско-нихнедевонский НГК. Коллекторами являк вторичные доломиты, развитые по органогенным, иногда доломнтизированным известнякам верхнего силура, и карбонат толщи нижнего девона. Тип коллектора кавернозно-поровый трещинно-кавернозно-поровый. Региональной покрышкой для эт комплекса,- также как и для ~ среднедевонских отложений, слу тимано - саргаевская толща. Роль локальных экранкрук горизонтов выполняет ангидрито-доломитовая толща лохковск яруса и карбонатно-глинистая пачка нижнего девона.

На территории Хорейверской выходящие на поверхность экранируются нижнефранской

(тимано-саргаевский флюидоупор).

впадины силурийские отложен стратиграфического переры карбонатно-глинистой тол

Большая часть выявленных залежей в отложен

рассматриваемого комплекса сосредоточена в бортовых зо Хорейверской впадины, в Варандей-Ддзьвинской структурной зоне, также на юге Колвинского мегавала. В силурийских отложен встречены массивные залежи на Восточно-Колвинской, Сандивейск Седьягинской площадях. В нижнем девоне установлены залежи не на Возейской, Усинской, Лабоганской, Южно-Торавенск Седьягинской, Сарембойской , Северо-Сарембойской, Олень Варкнавтской, Тобойской, Мядсейской, Хосолтинской, Колвинс структурах. В пределах Хорейверской впадины нефти в основ легкие.

Среднедевонско-никнефранский нефтегазоносный комплекс - о из основных в Тимано-Печорском бассейне. Он представ чередованием песчаников, алевролитов и аргиллн

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

Покрышком является регионально развитая глинистая толща ' нижнефранского возраста - тнмано-саргаевский региональный флюидоупор.

Залежи нефти на севере бассейна в этом комплексе открыты на Усинском, Возейском, Харьягинском, Инзырейском, Пашорском, Верхнегрубешорском, Западно-Леккеягинском месторождениях. Залежи пластовые, сводовые, стратиграфически экранированные и литологически ограниченные, а гакже тектонически экранированные.

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

Семилукско-турнейский нефтегазоносный комплекс. Основная его продуктивность связывается с рифогенными массивами и карбонатными сложнопостроенными коллекторами морского генезиса. Открытая пористость рифовых известняков составляет 1'2-20 X, а проницаемость до нескольких мкм2. Сложнопостроенные карбонаты семилукско-бурегского и верхнефранско-фаменского возраста представляют собой коллекторы трещинно-каверноэно-порового типа с пористостью 16-23 X и проницаемостью до 3 мкм2.

В качестве локальных экранирующих горизонтов могут рассматриваться карбонатно-глинистые пласты фаменского яруса -Усть-Печорский флюидоупор. -Залежи нефти на севере бассейна в этом комплексе выявлены на Пашорсхой, Командиршорской, Харь ягинской, Возейскон, Усинской, Варкнавтской, Сюрхаратинской, Восточно-Колвинской, Западно-Ошкотынской, Эападно-Хоседаюской, Центрально-Хорейверской, Вксовой, Северо-Хоседаюской, Средне-Янемдейской, Дюсушевской, Лабоганской, Южно-Торавейской, Нпульской, Северо-Сарембойскон, Мядсейской, Тобойской, Тэдннской 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 иысокосернистые (3,5% - Западно-Хоседаюское).

Каменноугольно-нимнепермский нефтегазоносный комплекс

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

карбонатно-терригенные, морские терригенно-карбонатные осадочные образования. В нижней части комплекса, в визейской песчаной глинистой толще небольшие залежи нефти обнаружены лииь в южных районах бассейна. В верхнекаменноугольно-ассельско-сакмарских отложениях резервуары нефти 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 кунгурскс

возраста. Экранирующими свойствами обладают артннс!

карбонатно-терригенные породы, распространенные на сев« Печорской синеклизы. Кроме того, благодаря рез!

неоднородности коллекторских свойств пород комплекса, выделяют

отдельные горизонты и прослои, выполняющие роль эональны: локальных флюидоупоров.

В пределах этого комплекса выявлены залежи разного фазовс состава от нефтяных до газоконденсатнонефтяных

газоконденсатных.

Пермский нефтегазоносный комплекс сложен карбонате терригенными и терригенными породами мелководно-морского прибрежно-морского генезиса. Коллекторами являются песчае пласты кунгурского, уфимского, казанского и татарского возраст Покрышками являются чисто глинистые нижнеуфимские отложени> черкабокские,

В отложениях комплекса установлена промышлен»

нефтегазоносность.

Триасовый нефтегазоносный комплекс представлен терригеннь отложениями континентального генезиса. Основная е

продуктивность связана с песчаными пластами нижнего триасг пористостью 10-25 X и проницаемостью 0,001-1 мкм2.

Большинство нефтяных залежей сосредоточено на севере в( Сорокина, в Хорейверской впадине две залежи нефти на Оленьем Харьягинском месторождениях. Покрышками в Хорейверской впад> нвляютсн глинистые отложения черкабожской и харалейской свит.

Юрско-меловый нефтегазоносный комплекс. Песчаные пласть хорошими коллекторскими свойствами. Пористость достигает 25-X, проницаемость 2 мкм2. Покрышками служат глины верхне-нижнс мела.. В отложениях этого комплекса были отмеч« нефтегазопроявления на Нарьянмарской, Лаявожской площадях.

Несмотря на широкое развитие коллекторских горизонтов существование региональных флюидоупоров в разрезе осадочнс чехла на территории севера Тимано-Печорского бассейна, основнь нефтегазоносными комплексами являются среднедевонс!

нижнефранский терршенный и каменноугольно-нижнепермс» карбонатный комплексы. Остальные, в том числе пермский триасовый комплексы, содержат многочисленные мелкие зале углеводородов.

Нефтегазоносность Хорейверской впадины связана глав( образом с карбонатными разновозрастными органогеннь постройками верхнефранско-фаменского возраста, перекрыть усть-печорскои покрышкой, также как Северо-Сюрхаратинск4 Снрхаратинская, Средне-Янемдеиская, Урернырская, Юж»

Сюрхаратинская, Тэдинская, Дюсушевская, Восточно-Колвинскг Западно-Ошкатынская, Сихорейская, Верхне-Сихорейскг

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

Нефти преимущественно тяжелые, с плотностью от 0,847 г/с ("Эападно-Ошхатынская) до 0,932 г/см3 (Урернырская I , высоковяэки - (60,14 мкм г/с).

Глава 4

ЭКРАНИРУЮЩИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОУПОРОВ ПО ДАННЫМ ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Надежность флюидоупоров природных резервуаров определяйте! суммарным эффектом многих факторов. В течение геологического времени флгандоупорные свойства пород зависят от условш" осадконакопления, диагенеза и последующей стадии преобразованш 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 мнграцмонно способных, проникающих в породу и люминесцирующих голубым цветом в ультрафиолетовых лучах. Для определения следов миграции УВ флюидов, для решения вопросов, связанных со свойствами пород, образующих флюидоупоры над залежами 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 и 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.

Нанбольшнй интерес представляют в породах-покрышк процессы, связанные с проявлением легких битумов - эпигенетичн вмещающей породе. По возможности определяется характер направление миграции битумов по структурным и текстурн взаимоотношениям с элементами породы. Явными признаками миграц являются "битуминозные" текстуры и структуры, такие как: трещи

ореольные, контактные и зональные. Причем, ореольные и разновидности - признак начальной стадии миграции УВ, слоистые трещиноватые текстуры - явные признаки перемещения битумоидов короткие расстояния - в пределах одного пласта или пач пластов.

ДИАГНОСТИКА БИТУМОИДОВ. Для определения и диагности битуминозных веществ образцов, просматриваемых

ультрафиолетовых лучах можно применить капельно-люминесцентш анализ.

Опыт показывает, что от характера насыщающих битуминозж веществ изменяется цвет люминесценции, величина яркости концентрации в породе битумоидов (в шлифе). Все э" характеризует качественный состав и количественное содержат смолистых веществ, которые, как известно, в битумннозн< веществе находятся в довольно закономерном сочетании углеводородами. Следовательно, данные капельно-люминесцентно! анализа приблизительно характеризуют качественный состе свободного битуминозного вещества горкой породы в целом.

Косвенное определение качества флюидоупоров люминесцентнс петрографическим методом. £ точки зрения определена герметичности пород-покрышек интересны исследования, связанные эпигенетичными легкими битумоидами (битум "А"), как боле миграционно способного, за счет малой разветвленности и меньшим размерами по сравнению со средними и тяжелыми битумоидми. Т.к во флюидоупорах наиюолее эффективными путями миграции особенно вертикальной, являются трещины, то наибольшее вниманн в исследованиях автора привлекали трещины.

•Рассмотрим два типа пород: первый - это глинистые породы, второй - карбонатные породы. Наиболее яркий пример первого тип - это кыновско-саргаевский региональный флюидоупор, а второй ти это зональная (субрегиональная) франско-фаменская глинисто карбонатная покрышка, которая контролирует значительную част залежей нефти в верхнедевонских рифогенных образованиях.

При однородном минеральном составе и массивной текстур пород, определяемой по петрографическим шлифам, в параллельно люминесцентном шлифе наблюдается равномерное распределени битуминозных веществ, первичное залегание которы

устанавливается по равномерному фону (одного цвета люминесцентного свечения. При наличии примеси терригенного карбонатного материала, а также тонких песчаных и алевролнтовы прослоев, происходит качественное перераспределение групповы. компонентов битуминозного вещества. Это можно определить п< изменению цвета и оттенков люминесценции в прослоях породы участках или зернах минералов. Следовательно, обнаружен»' неравномерного распределения битуминозных веществ в глинах отличающихся цветом или интенсивностью люминесценции, ноже' указывать на имевшую место миграцию битумоидов.

В глинистых отложениях интенсивность люминесценции битуминозных веществ определяется их количеством, а на цвет люминесценции в значительной мере влияет состав и структура вмещающей минеральной массы, обуславливающей формы залегания битуминозных веществ.

Интересны образцы с однонаправленным хроматографическим эффектом. Наблюдается довольно тусклая, слабая зеленовато-желтая люминесценция основной массы породы. Это свидетельствует о сингенетичной природе битуминозных веществ, равномерно распределенных в основной массе породы. В центральной части фотографии (рис.4.18) расположена разветвленная трещина. Здесь на основном фоне очень слабого свечения битуминозного вещества самой породы довольно ярко выделяется сама трещина и зона проникновения эпигенетического битумоида.

По видимым в окуляре микроскопа цветам люминесценции каждой зоны по его интенсивности можно судить и о компонентном составе битумоидов каждой зоны и о процессе его изменения при миграции битуминозного вещества. Так, на рисунке 4.А.2 видно, что в центре трещины аккумулируется битуминозное вещество, люминесцирующее ярко-желтым и желто-коричневым цветом, и является более тяжелым би1умойдом, нежели тот, который находится в дисперсном состоянии в основной породе. Ореол зоны проникновения ограничен. Интенсивность свечении затухает от центра к периферии зоны проникновения. Также к периферии от трещины появляются все более светлые желтые тона цвета люминесценции. Наличие таких объектов с так называемым хроматографическим эффектом (или зонами фракционирования битумоидов) свидетельствует о процессе миграции но этим трещинам УВ из залежи, ~.а ширина и ограниченность зоны 1роникновения указывает на эффузию свободного битума из трещины 9 основную породу флюидоупор.

С точки зрения герметичности покрышек, эффузия легких УВ как аковая в недрах может оказывать как положительный (например, Увеличение пластичности), так и отрицательный эффект, |буславливан разрушение залежи. В этом случае роль диффузионных |роцессов в разрушении залежей определяется качеством самого УВ. Несомненно, что диффузионный перенос значителен для газовых алежеи и к тому же расположенных неглубоко. Сама же степень иффузионного рассеивания газа из залежей определяется адежностью их покрышек, а также их температурой и давлением. Но ем не менее, сравнивая ореолы распространения диффузионных

роцессов, можно определить основное направлений миграции. В ашем случае, когда трещина является магистральным путем играции УВ, зона распространения значительна и практически анонаправлена , что дополнительно доказывает эпигенетический арактер аккумулированного битумоида.

При петрографическом просмотре шлифов также наблюдаются рещины, заполненные битумоидами. В тонкозернистом известняке из лменскнх отложений, наблюдается трещина, стенки которой эопитаны УВ. В самой трещине битума нет, он разрушился при >готовленни шлифа. Здесь повышенное содержание глобулярного и 1кроглобулярного пирита вокруг трещины, а чем дальше от трещины матрицу породы, тем меньше его содержание, и он переходит в жкодисперсное состояние.

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

Ранее считалось, что пиритизация, как и железо (ГегОэ^еО; (окисное, закисное ), ухудшает свойства покрышки, делая хрупкой. Содержание железа с переменной валентностью осадочных породах находится в неразрывной связи окислительно-восстановительными условиями среды. От них завис минеральный состав породы и способность миграции соединений.

Формы выделения пирита разнообразны: скопления глобу. кубиков, мелкая тонкодисперсная россыпь. Очень часто < развивается по органическим остаткам (рис. 4.32, 4.33 Содержание пирита (0,5-1 X) указывает на восстановительную сре, осадконакопления. Окислы и гидроокислы железа (гематит, гетит гидрогетит) присутствуют в тонкорассеянном виде, пропитыв; породу, создавая пятнистую линзовидно-слоистую текстуры.

Концентрация сульфидного железа 0,5-1 % свидетельствует восстановительных условиях накопления рассматриваемых отложени! Такая концентрация не снижает качество покрышки и, по-видимом; свидетельствует о путях миграции УВ в Усть-Печорскую толщу : нижележащей залежи Северо-Хоседаюского месторождения.

Впервые метод люминесцентно-петрографической микроскопии 61 применен в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне д изучения флюидоупорных свойств осадочных пород. Люминесцентн< петрографический метод очень эффективен. Во-первых, благода своей экспрессности он позволяет в короткий срок получи' информацию о характере битуминоэности пород на обширна территории. Во-вторых, из-за малого количества керн; необходимого для приготовления шлифов, а возможно

использование шлама, в то время как для химик* битуминологических исследований требуются сравнительно крупн! пробы. В то же время одновременный просмотр петрографических люминесцентных шлифов дает общую характеристику пород.

В результате исследований представилась возможность суди' о направлении миграции битумоидов в покрышке. Можно это сдела по структуре битумоидов, приуроченных к трещинам. Если трещине легкий битумонд, а на прилежащих участках породы тяжелый, то это свидетельствует о миграции битумоидов I самой породы в трещину. Если наблюдается обратная картин, то это говорит о миграции битумоидов в данную породу извне, т.> из залежи. Такие структуры с эпибитумоидом наблюдались терригенных породах - аргиллитах кыновско-саргаевского воэрас-на севере Хорейверской впадины на Оленьей площади и карбонатных породах Усть-Печорской толщи в центральной час' Хорейверской впадины на Северо-Хоседаюском месторождении.

Так, образование хроматограмм дополнителы

указывает направление перемещения битумоида в покрышке.

Также часто в шлифах встречаются трещины с битумоидами, не образующими природных хроматограмм. В этом случае это указывает на эпи генетичнын характер бнтумомда это проникновение бнтумондов в породу произошло после литифнкации.

Изучение трещнноватости пород должно сопровождаться просмотром их в ультрафиолетовом свете. Определенные соотношении пустых трещин с заполненными бнтумоидом, открытых и залеченных карбонатом млн другим» 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 флмидоупоров. 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 X) 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 ор|аническое вещество третьего типа сорбированное глинистыми минералами из коллоидных или истинных растворов, а в карбонатных связанный битум С. Именно это органичесоке вещество служит как бы цементом, упрочивающим глинистые

породы, благодаря чему они становятся лучшими покрыиками, чем аналогичные породы, но лишенные сорбированного органического вещества,

Когда в породах покрышках устанавливаются битумонасыщенные пласты с повышенной концентрацией аллохтонного битумоида, •значенне которых выше 0,1-0,3 X, это свидетельствует об ухудшении качества покрышки, говорит о ее раскрытости.

В карбонатах значительную роль с точки зрения герметичности пород будет играть битумонд 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 стнллолнты, то поры содержащие органическое вещество, как правило, тяготеют к ним. Стиллолитообразование, отмечаемое в карбонатных и неоднородных породах, играет двоякую роль. С одной стороны, стиллолиты являются ослабленными зонами, с другой - служат своеобразными экранами, понижающими проницаемость породы. •

Аутигенныи пирит дисперсной примеси микростяжений по прослоях 3-5

когда он присутствует в виде рассеянной и мелких кристалликов, глобулен, органическому веществу, составляя в глинистых X, в доломитах и известняках 0,5-1 %. Такие

концентрации (С орг.общ.=4Х ) свидетельствуют о восстановительных геохимических условиях в период седиментогенеза и диагенеза, благоприятных для накопления нефтематеринских толщ и покрышек.

Глава 5

ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ФЛЮИДОУПОРОВ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ СКВАЖИН

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

Была приведена типизация покрышек и определены критерии выделения по ГНС. Для зтого создавалась электрометрическая модель флюидоупора каждого типа (5 видов), которая представляет собой отрезок кривых на каротажных диаграммах, соответствующий, по нашему представлению, 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 и закономерности и использовать этот признак для корреляции скважины по каротажу.

ТИМАНО-САРГАЕВСКАЯ РЕГИОНАЛЬНАЯ КАРБОНАТНО-ГЛННИСТАЯ 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 наклонную линию, а иногда слабоволнистую. Боковая - волнистая незначительно и 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 2-4 Омм напротив глинистых пластов и выше 50 Омм карбонатных и песчанистых разностей.

Крмвая ГК более выдержана, хотя в центральной части Хоренверской впадины нет Тиманской части покрышки, тем не менее саргаевская часть всегда следится одинаково.

По ГК можно разделить тимано-саргаевскую покрышку на два

этажа - верхний саргаевский (значения ГК примерно от 8 до мкр/час) и тиманский (значения ГК - 6-10 мкр/час).

12-15 Причем

саргаевский горизонт везде представлен преобладанием составляющей.

карбонатной

ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫП ТИП ФЛЮНДОУПОРА. В пределах

рассматриваемого района к глинисто-карбонатному типу флюидоупора относятся многие локальные покрышки, но из зональных ухтинская и усть-печорская покрышки.

Электрометрическая модель глинисто-карбонатного флюидоупора рассмотрена на примере усть-печорской покрышки. Верхнедевонские отложения (РЗ Гз-Гга ) были разбиты на три части. Нижняя пачка (1), средняя пачка (2) и верхняя (3) выделены по каротажу. Пачка 1 находится над рнфогенными породами, которые можно уверенно отбивать по пониженным (практически нулевым) показаниям выположенной кривой естественной гамма-активности (ГК). На востоке, частично в центральной части, пачка 1 подразделяется на пачки 1а и 16.

Пачка 1а представлена карбонатно-глинистыми отложениями мощностью 10-30 м и является первым флюидоупором для залежи нефти в Северо-Хоседаюской изолированной банке, и на Западно-Хоседаюскон площади. В районе Ошкотынской группы она теряет свою герметичность. В районе Восточно-Колвннской площади она не обладает хорошими флюидоупорными свойствами из-за значительной потерн глинистой примеси (показания ГК порядка 3-4 мкр/ч). В восточной части эта пачка является флюидоупором соответственно высота залежей пропорциональна высоте этой покрышки, а характеризуется по ГК значениями порядка 6-8 мкр/час. В районе Северо-Хоседаюской и Западно-Хоседамской площадей по каротажу напротив аномалии ГК наблюдается увеличение диаметра ствола скважины и уменьшение показаний КС. В центральной части района тенденция дифференциации кривых сохраняется, но их амплитуда значительно затухает.

На Восточно-Колвинскойи Дюсушевской площадях они

незначительны, но их можно идентифицировать для прослеживания

границ.

Пачка 16 является промежуточной толщей и представлена карбонатными отложениямн. Некоторые исследователи рассматривали пачки 1а и 16 в совокупности как единую толщу - ложную покрышку, а пачку 1а - проницаемую и совсем не играющую роль покрышки. Нам не представляется, что пачка 1а в восточной части Хоренверской »падины будет локальным флюидоупором среднего качества. В .•остав же ложной покрышки она будет входить в районе Центрально-Соренверской группы поднятий, например, в скв. 10 (интервал 3100-3080 м I .

Хорошо выдержанным флкждоупором является пачка 2, стратиграфически относящаяся к усть-печорскому горизонту низов верхнего фамена. Литологпчески она представлена карбонатно-глинистыми и аргиллитовыми пластами, иногда переслаивающимися с глинисто-карбонатными пластами, и является основным

флюидоупором, причем толщина аргиллитовых пластов 5-10 м. Эта покрышка - зональный флюидоупор. На Ардолннском 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-печорскпм горизонтом (пачка 2) и яснополянским (С1V) - субрегиональной покрышкой. В карбонатной толще пачки 3 находится пласт-

коллектор небольшой мощности, насыщенный высокоминерализованнои водой (пониженные показания КС, "выскакивает" пятый масштаб по индукционному каротажу). Этот факт говорит о том, что пачки 1 и 2 (усть-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 ).

ПЕСЧАНО-АЛЕВРОЛНТО-ГЛИНИСТЫЙ ТИП ПОКРЫШКИ. Примером песчано-алевролито-глинистого типа флюидоупора являются пермские покрышки.

Отложения распространены по всей Хорейверскии впадине и за ее пределами. Мощность колеблется примерно от 80 до 180 м.

Из всех электрометрических моделей, модель песчано-алевролию-глинистого типа флюидоупора самая сложная.

Значительная часть региональной песчано-алеврито-глииистой покрышки может быть представлена в электрометрической модели как одно-, двух- и трехчленной. Основные составляющие критерия выделения в пермских отложениях терригенных покрышек это уменьшение карбонатной составляющей (диаграмма кажущегося сопротивления ПС) и плюс увеличение глинистости разреза. Причем в кунгурских отложениях в глннистых пластах гамма активность колеблетсяв пределах 6-8 мкр/час (или 6300 имп/мин), а в арнтнских и уфимских диапазон изменения резко возрастает (с 2 до 10 мкр/час ) .

Кривая собственной поляризации отличается значительной :табнльностьм в области аСП - линии глин. Незначительные тропластки песчаников четко фиксируются на диаграммах ПС, КС и ^К, которые и .служат основанием для выделения глинистости юкрыш'ки.

ГЛИНИСТЫП ТИП ФЛЮИДОУПОРА - НИЖНЕТРИАСОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ. Электрометрическая модель этих отложений представлена несложнопостроенной аномалией, расположенной в зоне положительных отклонений ПС, кровельная линия часто горизонтальная, либо слабо наклонна, боковая - вертикальная или слабоволнистая. Подошвенная линия - слабо наклонная прямая. Ширина аномалии ПС - единицы, первые десятки. К мгу все эти параметры изменяются (разрез сильно опесчанивается ) , ширина и дифференциация аномалии ПС уменьшается, появляется значительное количество пластов песчаников мощностью 10-20 м.

Кривая КС на сводных диаграммах на площадях территории Хорейверской впадины практически везде против пластов ГЛИН, имеют сопротивление 4 Омм. В основнии разреза в центральной части Хорейверской впадины (Северо-Хоседаюская, Северо-Колвннская и др.) пишется четвертый масштаб ( 500 ОммI излившиеся базальты - репер Т1.

Диаграмма ГК как правило незначительно дифференцирована, не имее( нрко выраженных реперов, значении от 4 до 7 мкр/час.

Диаграмма НГК не показательна, как правило, не выражена.

СУЛЬФАТНЫЙ ТИП ФЛЮИДОУПОРА представлен тарусско-стешевским пластом ангидритов. Хотя в самой Хорейверской впадине промышленных притоков пока не получено, но на соседнем вале Сорокина в его северной части, под этой покрышкой открыты месторождения нефти.

Для электрометрической модели сульфатного типа флюидоупора представленного ангидритами таруссхо-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 положительный наклон к подошве пласта на всей территории Хорейверской впадины, достигая 1250 Омм. На каротажных диаграммах пласт ангидрита легко узнать по четвертому, иногда питому масштабу градиент-зонда. На этом фоне одним из критериев выделения сульфатов служат нулевые показания ГК, а в случае, когда появляются пропластки карбонатных материалов (это, как правило, хемогенные известняки и доломиты, редко с аргиллитами) появляются незначительные пики на диаграмме ГК. Идентифицировать при этом возможно по совокупности методов ГК и КС, причем, это как правило, второй масштаб потенциал-зонда.

Дополнительным критерием для выледения чисто ангидритовой толщи 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 ИК.

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

Критерни оценки флюидоупоров по материалам ГИС позволили дать литоло гическуы характеристику флюидоупоров.

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

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

3. Для сульфатных флюидоупоров - отсутствие карбонатных и тер'ригенных 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 превышения норового давления воды в глинистых породах, слагающих покрышку, над пластовым давлением в экранируемых отложениях.

Итак, пластовое 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 наличии под ней в ловушке залежи >'В будет выражатьсн в следующем уравнении :

Р + Р"

изб. пл.

< (Р

пор.

2

- Р' ) + Р + Р

пл. кап. пл.

где Р изб. - избыточное давление в сводовой части залежи >'В, возникающее за счет Архимедовой силы; Рпл - 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.

Это выражение можно преобразовать:

Р * изб.

р + пор.

Левая часть выражения характеризует движущую миграции, а парвая - экранирующий потенциал.

силу процесса

Можно сделать вывод, что в Хорейверской впадине величина порового давления практически всегда равна пластовому в экранируемых или проницаемых пластах. Величина давления изменяется.

капиллярного

кап

Экранирующий потенциал таких покрышек определяется практически лишь капиллярным давлением.

Величина капиллярного давления зависит от размера поровых каналов и раскрытостн трещин. Характер этих изменений в зависимости от минерального состава пород, содержания примесей, а также от степени уплотнения. Эти данные нельзя считать на все 100 X достоверными, в силу того, что при подъеме образца породы с чябоя скважины до устья происходят мощные трансформации в этом образ це.

Можно определить левую часть выражения - "гидравлическую" -составляющую величины пластового давления в проницаемых отлокениих над покрышкой.

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

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

На всех других площадях Хорейверской впадины

ндродннамический режим комплексов, заключенных между имано-сар1аевской и черкабожскнм флюидоупорами, соответствует юрчальному градиенту давления. Кроме этого, согласно графикам, ¡гмечена близость приведенных пластовых давлений как между обой, гак и по отношению к гидростатическому, что говорит также спокойной гидро-динамической обстановке.

Все покрышки в Хорейверской впадине сдерживают только убыточное давление.

Глава 7

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Характер распределения залежей, как известно, в каждс конкретном нефтегазоносном комплексе зависит не только с свойств коллекторов, но в значительной мере - от свойст покрышки, прежде всего региональной. Эти свойства определи* степень вертикальной изоляции нефтегазоносных комплексов характер миграции УВ, меру их рассеяния или концентрации.

Региональная тимано-саргаевская покрышка. Перспективы поискс залежей УВ в верхнеордовикских отложениях связаны в Хорейверск< впадине в районе обрамления Большеземельского свода с ловушка» ь пределах положительных структур по поверхности фундамент; при учете тектонического фактора.

■ Перспективы силурийских отложений связаны с зонами вторнчж постседиментационных изменений пород.

Перспективность Д1 отложений обусловлена раэвитш коллекторов хорошего качества и непроницаемых покрышек.

Субрегиональная усть-печорская покрышка контролирует р месторождений, находящихся в разновозрастной рифогенной 301 центральной части Хореиверской впадины. Она прослеживается 1 север, не изменяя своих параметров, но перекрывает тол: мелководно-шельфовых отложений в пробуренных скважина представленных плотными разностями. Перспективы связаны нахождением здесь под усть-пёчорской покрышкой коллекторов.

Под региональной внзейской покрышкой пока не найдено залеж УВ. В северной части Хорейверской впадины визейская покрышка обладает флюидоупорнымн свойствами.

Также ис найдено месторождений под ангидрито-доломитов таруско-стешовской покрышкой.

Экранирующими свойствами обладают артинские карбонатн терригенные породы, распространенные на севере Печорск синеклизы. Кроме того, благодаря резкой неоднородное коллекторских свойств пород комплекса выделяются отдельн горизонты и прослои, выполняющие роль зональных и локальн флюидоупоров.

Верхнеартинско-верхнекунгурскне мелководно-морские песчан алеврито-глинистые отложения, в целом, служат региоиальн покрышкой для залежей нефти в подстилающих горизонта Возможности открытия новых литологически экранированных пластово-сводовых залежей далеко не исчерпаны. Вероятное нахождения месторождений УВ в зоне перехода от западин шельфовой глинистой фации к фации открытого мелковод (Ступакова, 1990) распространяется от Восточно-Ханчаргинской Урернырдской, захватывая область Восточно-Хорейверской и Верхи Колвинской площадей.

На юге Хорейверской впадины могут Сыть продуктивны алеврито-глинистые позднеуфимско-татарские озерко-аллювиадьные отложения.

Ннжнетрнасовыи флюидоупор - при опробовании базальных песчаников Т1св получена нефть с водой. Предполагается благоприятное сочетание расположения структуры по периферии палеоподнятия и находящиеся в области, совпадающей с распространением палеопотока для структурно-литологических ловушек .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для оценки герметичности покрышек был использован комплекс методов исследования.

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

На всех площадях Хорейверской впадины гидродинамический режим комплексов, заключенных между тимано-саргаевской и черкабожским флмидоупором соответствуют нормальному градиенту давления. Отмечена близость пластовых давлении как между собой, таки по отношению к гидростатическому. Все покрышки в Хорейверской впадине сдерживают только избыточное давление.

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

Для изучения покрышек был применен микролюминесцентно-петрографнческий метод, который позволил быстро получить информацию о флюидоулорах. Наряду с другими методами, в частности, люминесцентно-петрографическим:

1) Определены зоны нарушения герметичности флюидоупоров.

2) Представилась возможность выявлять направления перемещения углеводородных потоков во флюидоупорах.

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

)рганическое вещество двояко влияет на герметичность пород:

I) присутствие аллахтонного битумоида (0,1 - 0,3 X) ухудшает .-войстна экрана, свидетельствуя о его раскрытости;

5) битумомд-С, входящий в состав самой породы (сорбированное), цементирует и одновременно деляет ее пластичной, а

в) битумоид-А в карбонатных породах (как сингенетичный, так и эпигенетичный) собой заполняет поры, чем уменьшает проницаемость породы покрышки -

1 . На территории флюидоупоров:

Хорейверской впадины выделяется пять типов

- глинистые; - песчано-алевролито-глинистые;

- глинисто-карбонатные; - карбонатно-глинистые

2. Выделяются и хорошо следятся по саргаевская, усть-печорская, кунгурская региональные (субрегиональные) флюидоупоры.

каротажу тимано-и черкабожская

3. Усть-Печорскую покрышк во-первых, она довольно хоро как на севере, в центральной

в Надеюскую толщу. Во-вторых, часть месторождений в Хор (стуктуа 11-го порядка.

4. Представилось нефтегаэоносности территории распространением различных направления поисков залежей зон.

у можно выделить в субрегиональную: шо следится по диаграммам каротажа части, так и на юге, где она входит эта покрышка контролирует основную ейверской нефтегазоносной области

возможным оценить перспективы

Хорейверской впадины в связи с типов покрышек. Определены нефти и газа в пределах выделенных

По теме диссертации опубликованы;

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

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

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

Методика поисков / Тимано-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 Джангалн-Колон на севере Афганистана).

2. Литолого-фациальная характеристика верхнеюрских флюидоупоров в Шиберганском нефтегазоносном районе на севере Афганистана (Каракумский НГБ).

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

По теме диссертации внедрена в учебный процесс на кафедре еологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета ГУ им. М.В.Ломоносова для студентов специальности 04.00.17 в урсе "Нефтепромысловая геология" "Обработка материалов ГИС и еолого-промысловых данных, для выделения эксплуатационных бьектов и подсчета запасов в них. Интерпретация каротажных иаграмм с выделение литологического состава пород флюидоупорных коллекторских горизонтов, определение в последних границ аздела".