Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Генетические связи формирования и размещения скоплений нефти и газа Турфано-Хамийского бассейна и прогноз поисков газообразных залежей

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

Автореферат диссертации по теме "Генетические связи формирования и размещения скоплений нефти и газа Турфано-Хамийского бассейна и прогноз поисков газообразных залежей"

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М.ГУБКИНА

Р Г 5 ОЛ

На правах рукописи

ЛЮШАОЮ

ГЕНЕТИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ТУРФАНО-ХАМИЙСКОГО БАССЕЙНА И ПРОГНОЗ ПОИСКОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минер алогических наук

Москва 1998

Работа выполнена в Государственной ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Академии нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого - минералогических наук, профессор В.И.Ермолкин

Официальные оппоненты: доктор геолого - минералогических наук, профессор В.А.Чахмахчев кандидат геолого - минералогических наук, доцент МЮ.Хакимов

Ведущая организация: ОА «ВНИЮАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ»

Защита состоится 2М <ре&яЛ1т года на заседании специализированного Совета Д 053.27.06 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук при ГАНГ имени И.МГубкина по специальности 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в 15 часов в ауд.232.

Ваши отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ имени И.МГубкина.

Автореферат разослан 0£/. срщ>а.л9 1998 года.

Ученый секретарь Специализированного Совета

А.Н.Руднев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Нефть и газ занимают ведущее место в экономике многих стран, в том числе и в Китайской Народной Республике (КНР). Задача развития топливно-энергетической базы страны, важнейшей отрасли народного хозяйства, требует от нефтегазовой геологической науки и практики значительного повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ. За 40 с'лишним лет нефтегазовая промышленность Китая получила значительное развитие, в качестве доказательства достаточно назвать одну цифру: если в 1949 г годовая добыча нефти составила лишь 120 тысяч тонн, то в 1996 г она достигла 157 миллионов тонн. Наряду с этим годовая добыча газа (20 млрд. м3,16,5% от суммы нефти и газа) очень низкая, что не отвечает потенциальным возможностям недр Китая. Для решения проблемы газоснабжения страны, исследования, направленные на изучение первоочередных, с точки зрения открытия газовых месторождений, осадочных бассейнов Китая является в настоящее время приоритетной, актуальной для страны задачей. К таким бассейнам относится и Турфано-Хамийский, изучению которого посвящена диссертационная работа.

Цель исследований. Основной целью является изучение генетических связей формирования и размещения скоплений газообразных УВ в Турфано-Хамийском бассейне и определение первоочередных направлений поисково-разведочных работ.

Основные задачи исследований.

1. Изучение основных особенностей геологического строения, истории развили, условий осадконакопления и нефте газоносности Турфано-Хамийского бассейна.

2. Выявление в осадочном чехле очагов генерации, основных нефтегазо-материнских толщ. Изучение свойств и характера распространения пород-коллекторов, пород-покрышек.

л

3. Геохимические исследования органического вещества, степени его катагенетцческой преобразованное™, определение генерационного потенциала нгфтегазоматеринских толщ.

4. Изучение условий генерации преимущественно газообразных углеводородов, генегт1!ческих типов газов и конденсатов, роль углей в образовании \тлеводородов.

5. Выявление главнейших генетических связей генерации, формирования и размещения углеводородов и определение основных направлений, поисково-разведочных работ на газ.

Научная новизна.

Впервые для Турфано-Хамийского бассейна выполнены комплексные гголого-геохимические исследования. Выявлены условия генерации и формиро- ' вания преимущественно газообразных углеводородов. Предложена модель генерации нефти и газа из угольных отложений.

Фактический материал.

В диссертации использованы геолого-геофизические, геохимические работы Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК), а также материалы бурения 11 скважин и данные геофизических и геохимических исследований, выполненных в Научно-исследовательском институте разведки и разработки нефтегазовых месторождений при КННК.

Практическая ценность работы.

Реализация научно-обоснованных выводов по прогнозированию благоприятных структурных зон газонакопления предопределит экономически целесообразный выбор основных направлений поисково-разведочных работ на газ и позволит проводить работы в тех районах, где масштаб и качество структурных зон газонакопления будет отвечать текущим потребностям топливно-энергетической политики страны. Это исключит огромные финансовые затраты и позволит рационально использовать имеющийся фонд разведанных структур.

Структ-рг и объем работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы 175 страниц, в том числе 99 страниц машинописного текста, 11 тгблиц и 65 рисунков. Библиография включает 65 наименований.

Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поискоз и разведки нефти и газа ГАНГ имени И.М.Губкина под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.И.Ермолкина, которому гз-тор выражает искреннюю благодарность за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы.

В процесса работы автор пользовался советами и помощью профессороз М.Ф.Павлинича, В.И.Ларина, М.М.Элланского, канд.г.-.ч.наух ст.н.с. А.С.Филина, С.И.Головановой, а также К.А.Малец-Ларшгой. Всем названным господам автор выражает свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Геотектоническое строение и история развития ТурФано-Хамийского ч бассейна

В глазе рассматриваются геотектоническое строение, история раззития и особенности образования и размещения очагов генерации углеводородов з ссп-дочном чехле бассейна.

Турфано-Хамнйский бассейн находится в юго-восточной части Казахстанской зпиплатформы, где сочленяются Казахстанская, Сибирская и Тарим-ская эпиплатформы, и представляет собой крупную тектоническую депрессию, возникшую в результате интенсивных горообразовательных дзгокений, начиная с пермского периода, на консолидированном складчатом гетерогенном фундаменте, выполненную осадочными толщами различного происхо-.кдения.

Бассейн отличается замелю асимметричным строением. Северным обрамлением бассейна являло гея высокогорные складчатые сооружения Багдз-шан;., Баркультаг и Карльг.таг верхнепалезойской консолидации, тогда как его

б

южное ограничение образовано каледонским антиклинорием Чолтаг, морфологически выраженным в виде пологохолмистого увала.

Фундаментом бассейна служат складчатый эффузивно-осадочный комплекс позднепалеозойского возраста и кристаллический докембрий, максимальное погружение которого составляет 9000 м. На северо-западе от линии Сандо-лен-Хояньшань-Токсон палеозойский фундамент состоит, в основном, из ба-гдашанских эффузивных пород и кластических пород эффузивного происхождения, в то же время на юге от линии Садолен-Хоянынань-Токсон палеозойский -фундамент состоит, в основном, из резко деформированных метаморфических эффузивных пород и гранитов девон-каменноугольного возраста.

В истории тектонического развития Турфано-Хамийского бассейна выделяется три регионально геотектонических стадии: ране каледонская (Х-Б), ва-рисцийская (Л-С) и альпийская (Р-(5).

Собственно Турфано-Хамийский бассейн начал формироваться с пермского периода и в целом сформировался до раннеальпийского времени. По геофизическим данным предполагается, что центр осадконакопления и центр прогибания находятся в северо-западной части бассейна.

По имеющимся геологическим и геофизическим данным, в пределах осадочного бассейна представляется возможным выделить три крупных геоструктурные элемента первого порядка.

Северная впадина

Впадина характеризуется накоплением самой большой мощности осадочных отложений (от каменноугольных до четвертичных, максимальная мощность превышает 9000 м). До сегодняшнего дня все открытые нефтегазовые месторождения расположены в этой впадине в ярусах Чикгай, Саньцзяньфан и Сишаньяо среднеюрского отдела. Во впадине выделяется пять структурных элементов второго порядка, а именно выступы Бурга и Хуантянь, прогибы Ток-сон, Тайбэй и Хами, где найдены 20 структурных зон третьего порядка, а именно структурные зоны Илаху, К а! ату, Кентэк, Яньмуси, Чицюаньху.Пубэй, Хо-

яньшань, Шеннан, Мзйяогоу, Шенбэй, Ляньмущен, Шаньле, Чулип, Взньл,:-сань, Чиктай, Сяоцаоху, Хунтай, Сылаогоу, Убао, Хошнчжинь.

Моноклиналь Эйдинху

Моноклиналь Эйдинху находится юго-западней Северной впадины Южным обрамлением моноклинали является Чортаг, а северным обрамлением являются прогиб Токсон и субпрогиб Шэицзиньтай. Мощность отложений юры увеличивается к северу, такая же тенденция существует и в отложениях перми и триаса.

Поднятие Нанху

Поднятие Нанху находится юго-восточнее Северной впадиш.;, и грани-Ч!гт на севере с прогибом Хами и Выступом Хуатггянь, на востоке ограничено границей бассейна, южным обрамлением является Чортаг, на запале - граничит с моноклиналью Эйдинху. В пределах поднятия отсутствуют отложения юрской системы.

Фундамент и осадочный чехол бассейна осложнены многочисленными разломами различной протяженности и амплитуды. По геофизическим данным в бг.ссейне существуют более 50 разломов, 13 из которых относятся к глубинным, которые контролировали процессы осадконахогиения и формирование-структуры бассейна. Простирание глубинных разломов СВВ, СЗЗ и В.5

В осадочном покрове разломы проявляются, в основном, в северной части бассейна. По степени влияния их разделяют на три группы - первая груши разломов контролирует формирование крупных прогибов, вторая группа разломов контролирует образование структурных зон, третья группа разломов представляет собой мелкие разломы, которые в определенной степени контролируют образование локальных структур. Простирание разломов в осадочном покрове аналогично простиранию разломов в фундаменте.

Разломы играли важную роль как в образовании, так и в разрушении нефтегазовых залежей. Разломы, сформировавшиеся до мелового периода сыграли благоприятную роль в формировании нефтегазовых залежей. Разломы, ко-

торые были активизированы гималайской фазой складчатости, способствовали переформированию и разрушению возможно сформированных залежей.

Ньше открытые месторождения, в основном, расположены в прогибе Тайбэй в отложениях ярусов Чиктай-Саньцзяньфан и Сишаньяо, которые разделены мощным глинистым пластом в нижней части яруса Саньцзяньфан. Нефть и газ в двух независимых толщах имеют общий источник—угленосную серию Шуйсигоу нижне-среднеюрского отдела. Именно разломы играли роль по созданию путей миграции. Особенно благоприятными для миграции и аккумуляции нефти и газа в Турфано-Хамийском бассейне были разломы, которые проявлялись в ранне-среднеюрский период и затухали в позднеюрский период.

Следует отметить, что в результате продолжительного регионального бокового сжатия вдоль основных разломов широтного простирания образовались надвиговые структуры. Существует 5 надвиговых структурных зон, а именно: а. северная (багдашанская) надвиговая структурная зона, б. срединная (хояньшаньская) надвиговая структурная зона, в. южная (чолтагская) надвиговая структурная зона, г. северо-западная (калаучэнская) надвиговая структурная зона, д. северо-восточная (карлыктагская) надвиговая структурная зона.

Большинство локальных структурных ловушек начали формироваться в яньшаньскую фазу складчатости, а сформировались в гималайскую фазу складчатости. Из 73 выявленных локальных структур," 3 было сформировано в ивдо-синийско-яньшаньское время, 2 - в индосинийско-гималайское время, 18 - в яньшаньское, 34 - в яныианьско-гималайское и 16 - в гималайское время, что свидетельствует о важности яньшаньско-гималайских фаз складчатости в образовании локальных структур. В яньшаньскую фазу складчатости формировалось и большинство залежей углеводородов, что и предопределяет объекты для поисково-разведочных работ. В гималайскую фазу складчатости формировались отдельные залежи с незначительными запасами."

Как показывает анализ, региональная тектоника и особенности ее развития определяли формирование и пространственное положение очагов генерации нефти и газа в разные этапы геологической истории.

В середине позднепермского периода (Тарлан Р21-Утунгоу Р2») в Турфа-но-Хамийском бассейне существовало 2 очага генерации углеводородов: северный (багдашанский) и южный (токсонский), между которыми существовало древнее центральное поднятие бассейна. Центр багдашанского очага генерации находился в области Урумчи—Гимсара, где накоплены были черные глины и горючие сланцы яруса Тарлана мощностью больше 1000 м. Предполагается, что в прогибе Тайбэй тоже существовали аналогичные отложения, но в отличии от багдашанского очага в прогибе Тайбэй их мощность меньше и генерирующий потенциал нефтегазоматеринских пород ниже. Аналогичные вышеуказанным, отложения большой мощности (Утунгоу Р2у/) развиты и в Хамзшском прогибе. На сегодняшний день, точные границы древних очагов генерации УВ не установлены, и в практике поисково-разведочных работ принято считать прогибы тзйбэйский, токсонский и Хамийский как три независимых очага генерашш.

В средне-позднетриасозый период (КламаЙ Тг.зь-Хаоцзягоу Т^) существовало два очага генерашш. Один находился в южной части Багдашань и северной части Турфано-Хомийского бассейна, центр прогибания и осадконакопле-ния которого находится в районе Таошуюанъ-Чжаобишань. Другой очаг генерашш УВ находился в районе Эвиргоу-Токсоне. По имеющимся данным предполагается, что между этими очагами было древнее центральное пологое поднятие.

В ранне-среднеюрскнй период Турфано-Хашшский и Чл-унгарскиП бассейны были едины. Центр его находился в районе Урумчн-Цанцзн. В этот период при стабильной тектонической обстановке и теплом, гумидном климате з обширном Турфано-Хамииском бассейне образовалась угленосная серия Шуй-сигоу ранне-средлеюрского возраста (включая ярусы Бадаовань 1ц>, Саньгунхэ I и Саньцзяньфан ]2!) с максимальной мощностью 1600 м, га которой 1С00 м

озерных с. угленосных глин, 200 м угольных пластов, что служило мощной материальной основой для образования нефти и газа в бассейне. В это время существовал обширный единый очаг генерации углеводородов.

В конце среднеюрского периода багдашанский район поднимается, обширный бассейн расчленяется, формируется два, вероятно, независимых очага -¡айбэйскнй и токсонский, где развиты темноцветные глины с высоким содержанием Ой.

Таким образом, сегодняшний танбэйский прогиб был четырехкратным счагом генерации углеводородов, а сегодняшние токсонский и хамийский прогибы были трехкратным. В этом отношении тайбэйский прогиб эффективнее, чем токсонский, а токсонский, чем хамийский, что было подтверждено результатами поисково-разведочных работ.

Глава 2. Стратиграфия, условия осадконакопления и характер нефтегазоносности осадочных отложений Турфано-Хамийского бассейна

В главе дается общая литолого-стратиграфическая характеристика разреза, условий осадконакопления и нефтегазоносности осадочной толщи Турфа-но-Хамийского бассейна.

Бассейн выполнен, главным образом, терригенными образованиями от пермской до четвертичной систем, общая мощность которых превышает 9000 м. Распространение осадочных отложений неравномерно в пределах различных структурных элементов бассейна. В западном Турфанском прогибе широко развита юрская система, а в восточном Хамийском прогибе преобладают отложения перми и триаса.

Пермь ГР)

Нижнепермский отдел (Т^: сложен зелеными, темно-серыми конгломератами, песчаниками, глинами и вулканическими породами переходных фаций.

Верхнесермский отдел (ТУК сложен желто- зелено-серыми и пестрыми массивными конгломератами, конгломератовидными песчаниками и песчаниками. Отложения распространяются в северной части бассейна и в Токсонскоч прогибе, мощность 800-1500 м, подразделяются на 4 яруса: Дахэянь Тар-лан (Р2!), Цюаныгзыизе (Р2Ч),,Утунгоу (P2w). Отложения яруса Тарлан (P:i) представляют собой основной нефтегазоносный комплекс разреза перми.

Триас ГП

Нижнетриасовый отдел ГГу): включает в себя два яруса Цзюиайюаш. (T[j) и Шаофангоу (Тц), называемых толщей Шанианфаньгоу, которая сложена красно-коричневыми, красно-фиолетовыми песчанистыми глинами, глинами с включением серо-фиолетовых массивных конгломератов кОнгломератовиднмч песчаников.

Средне-верхиетриасовые отделы (Т^лУ

Средне-верхнетриасовые отложения называют толщей Сяоцюанъгоу. которая включает в себя три яруса Кламай (Тг-зО. Хуаншанъцзе (TJhs), и Хоизягоу (Тзь). Они сложены красными песчанистыми глинами с включением зелено-серых песчаных глин и переслаиванием зелено-серых песчаников и красно-фиолетовых глин. В прогибе Токсон (скв. Тоцан1) на глубине 2130 м был получен промышленный проток нефти из отложений яруса Кламай (Тг-зи)- В прогибе Хами на структурной зоне Сыдаогоу в скв. Ха2 в интервале 2755,0-2778,0 м был газовый приток дебитом 2013 м3/сут.

Юра (J)

Юрская система представляет собой самую мощную и распространенную толщу в бассейне, общая толщина которой примерно 4000 м. Юрские отложения разделены на 7 ярусов: Бадаовань (Jib), Саньгунхэ (Jj,), Сишаньяо (J;0-Саньцзянъфан (J:,), Чикгай (J3q), Чигу (J!q) и Калаза (Jlk).

Нижиесредняя юра предстазлена отложениями кластических угленосных пород озерных, озерпо-речных и болотных фаинй, образовавшихся при гумид-ном климате. Эти отложения являются основными нефтегазопродушф\к>шнми

в бассейне. В прогибе Тайбэй все открытые залежи углеводородов приурочены к нижнесреднеюрским отложениям.

Отложения верхней юры сложены красными, в основном, глинистыми породами, образовавшимися при аридном климате, являются важной региональной покрышкой бассейна.

Мел (К)

Представлен серией Хояньшань (Кц,): нижняя часть сложена светло-желтыми, желтыми песчанистыми конгломератами, конгломератовидными песчаниками, верхняя часть сложена пестрыми конгломератами со светло-серыми и серыми мелкозернистыми песчаными прослоями. Обстановка осадконакопле-ния - пролювиальная фация. Распространение данной серии резко изменяется по площади, она залегает несогласно с выше и нижележащими отложениями.

Палеоген (?)

Серия Шанъшань (Р^): представляет собой красные песчанистые глины, пестрые и светложелгые конгломераты. Обстановка осадконакопления - пролювиальная и речная фации.

Неоген ГЬП

Ярус Таошуюань миоценового времени (Ы,): в нижней части представляет собой пестрые конгломераты с переслаиванием бежевых глин, в средней и верхней частях - сложена бежевыми апевролитовыми глинами и пестрыми конгломератами. Пролювиальная •фация и пойменная субфация.

Ярус Путаогоу плиоценового времени (Ир): ярус представлен пестрыми конгломератами. Пролювий.

Четвертичная (О)

Ярус Снюй ГО): мощность 100-300 м, конгломераты. Широко распространен, пролювий.

Как следует из литолого-стратиграфического описания, осадочный разрез Турфано-Хамийского бассейна представлен терригеннымп отложениями, общей мощностью более 9000 м. В его составе выделяется три регионально-

нефтегазоносных комплекса, а именно: пермский, триасовый и нижнесреднеюр-ский.

Глава 3. Природные резерзуары в осадочном чехле Турфано-Хамийского бассейна

В главе на основе детального изучения кернового материала пробуренных скважин и геофизических исследований в них, подробно охарактеризованы фильтрацнонно-емкостные-свойства пород, выделены основные толщи пород-коллекторов и пород-покрышек (флюидоупоров).

В целом, в Турфано-Хамнйском бассейне коллекторские толщи представлены, главным образом, пористыми песчаными отлохсениями.

По имеющимся данным в пределах моноклинали Зйдикху и прогиба Токсон разшггы породы-коллекторы в отложениях яруса Кламай средне-верхнетриасового отдела (з скв. Тоцан! получен промышленный проток нефти). По данным скв. Тоцян1 и Эйиан1 з рачрезе выделяется 50 песчаных слоев, составляющих 42% и 82% от.общей мощности отложений соответственно. Мзк-симальная толщина одного слоя достигает 23 м, при среднем значении 1-3 м.

В пределах прогиба Тайбзй породы-коллекторы разв:гты в отложениях ярусов Бадаовапь, Сишаньяо, Саньцзяньфан и Чиктай. Доля песчаных слоез составляет 37~60%. Толщина одного слоя достигает 60 м при среднем - 6-15 м.

В прогибе Хами по данным скв. Ха2 породы-коллекторы развиты ?. средне-верхнетриасоаых отложениях и расггространены в основном в южной части прогиба Хами. Толщина песчаного слоя достигает 70 м при среднем-30 м.

В КНР по даш.-ым пористости, проницаемости и минимальных газовых дебитов породы-коллекторы разделяются на 5 классов. На этой основе нами разработаны критерии классификации и оценки качеств пород-коллекторов природного газа Турфаио-Хамийского бассейна.

Критерии классификации и оценки пород-коллекторов природного газа Турфано-Хамийского бассейна

К.1ДСС 1 2 3 4 5

:':арам. и 1в 2А 2в ЗА Зв

ФС''.) >20 20-15 15-10 15-10 10-7 10-7 7-4 <4

К (х10°ит?) >]00 ) 00-40 40-10 1М 4-1 . 1-0,2 0,3-0.08 0,08

Оиснка С&мые хорошие хорошие срам. Хорошие средние сравн. плохие Плохие Очень плохие Не эффяс-тнвные

Нижний порог промышленного приток! Ф>7% К>0,2

Нижний порог притом Ф>4%КХ>,08

В Турфано-Хамийском бассейне породы-коллекторы, главным образом, относятся к 2 и За, затем к Зв и 4 классу. 1 класс пород-коллекторов встречается очень редко. В целом в бассейне породы-коллекторы имеют незначительную пористость и токую проницаемость, причем сильно отличаются в разных отложениях и в разных районах. В общем виде они более высокого качества в верхних частях отложений, чем в нижних, в краевых частях, чем во внутренних, в южной часта бассейна, чем в северной.

Анализ показывает, что хотя снизу вверх (Р2~1г) мощность, содержание песчаников и конгломератов уменьшается, однако качество пород-коллекторов улучшается. В южных прогибах в разрезе Р2~.Ь развиты породы-коллекторы 2 и 3 класса, местами и 1 класса. В отложениях яруса Кламай средне-верхнетриасового отдела в западной части прогиба Токсон и прогиба Тайбэй развиты породы-коллекторы 1 и 2 класса. Породы-коллекторы 1 и 2 класса отложений среднеюрского отдела распространены в основном в прогибах Тайбэй и Токсон. В прогибе Ха\ш распространены породы-коллекторы относительно более какого качества.

В Турфано-Хамийском бассейне, особенно в прогибе Тайбэй, к породам-покрышкам относятся глинистые толщи юрских отложений. В юрских отложе-

шшх развиты три комплекса флюидоупоров регионального значения - верхний средний №1') и нижш!Й (¡и+^ь), присутствуют и породы-покрышки локального значения. Верхние флюидоупоры широко развиты в прогибе Тайбэй, их мощность составляет 300-1300 м, имея тенденцию увеличения к северу. Мощность средних флюидоупоров составляет 100~250 м в прогибе Тайбэй. Мощность нижних флюидоупоров - 300~800 м. По экранирующей способности породы-покрышки подразделены на 4 класса: А, В, С, Б.

Верхние покрышки (Дэц-КГг,2), развитые в прогибе Тайбэй, в которых максимальный диаметр пор составляет 0,5~0,8 мкм, средняя абсолютная проницаемость - Ю'го~10"22 м1, давление прорыва газа - 0,5~5,0 МПа, нами отнесены к группам В (высокая экранирующая способность) или С (средняя), и в отдельных случаях к группе А (весьма высокая экранирующая способность).

Средние покрышки (Дг,1) относятся в основном к группе А (давление прорыва газа составляет 5-10 МПа), частично - к группам В и С (например в пределах структуры Шэншиньтай - к группе А, а в предгорной структуре - к группе С).

Нижние покрышки (1|,+1ц,), обладающие весьма высокой экранирующей способностью (давление прорыва газа составляет 6—15 МПа) отнесены к покрышкам группы А.

Таким образом в Турфано-Хамийском бассейне в юрских отложениях развиты три толщи региональных пород-покрышек групп А и В. Нижние покрышки обладают наиболее высокой экранирующей способностью. Существуют и некоторые локальные породы-покрышки. Их чередование с породами-коллекторами создает благоприятные условия для формирования и сохранения крупных нефтегазовых залежей.

Глава 4: Нефтегазоматеринские толщи и их геолого-геохимическая характеристика

В главе дается детальная характеристика нефтегазоматсрииских отложений в разрезе осадочного чехла, выявленных на основе комплексных геохимически исследований органического вещества пород, их генерационного потенциала. Изложены результаты исследований методами РОК ЭВАЛ, ИК спектроскопии, изотопного анализа углерода, отражательной способности витршгата и др.

В Турфано-Хамийском бассейне к нефтегазоматеринским породам относятся терригенкые угленосные и озерные отложения, а также угольные пласты.

Пермскуо нефтегазоматеринские породы

Н:с:а:е1крмси:а нефтегазоматеринские породы представляют собой темно-серые, до черных глины с включением мергелей. Они распространены, в основном, в Северной впадине при средней мощности 70-110 м. Верхкепермские темноцветные глины развиты в Северной впадине и южной Моноклинали Эдииху. В прогибе Токсон их мощность составляет 50-250 м (гш скв. Янь1 и Да1), Содержание органического углерода (Сс?г) составляет 1,42%, битума «А» -0,0317%, нефтяной потенциал (Si-rS2) - 1,49 мгУВ/'г (породы), в прогибе Тайбэй темиоцвгшые разности глип встречены в субпрогнбгх Шэншитай (Сорг=1,10%, «А»=0,0029%, Si+S2=1.57 мгУВ/'г породы), Чудон (C„r-1,53%, «A»=0,004ü%, S|+S2=0,27 ;*гУБ/г породы) и Хуигай-Шиса^цзякьфан (мощность 50~200 м). В прогибе Xw;; в районе Кулай их мощность дост;:гйет 250 м, Ссрг=0,64%, <<Л»=-0,0050-/а, Si+S2=0,27 мгУВ/г (породы). В целом пермские озерные глшпл яилжотся cckoeiü:.:;i нефтегазоматеринскимп породами е проп;бах Токсон и Хами, а так >::е перспективными нефтегазоматер;шсыаг»1 породами в прогибе Тайбэй. "

Триасовое нсФтегаочатеринские породы

Триг.ссаые нефтегазоматеринские породы установлены в отлолсспилх средпс-перхагго отделов триаса, и имеют меньший аргал распространения, чем !:ep'.;c;-;ie. Мощность темноцветных глин б прогибе Токсон составляет 580 м (по Д^'.гкм СКВ. Янъ1), co,.r"l,26»/o, «А>>=0,0402%, Si+Sr=l,34 мгУВ/r (породы). В

прогибе Тайбэй мощность - 100-200 м, 0^=0,89%, «А>^=0,0045?£, 3|+52~1,09 мгУВ/г (породы). В прогибе Хами достигает 800 м, 0^=0,84%, «А»=0,0201%, $1+22=0,77 мгУВ/г (породы). На Моноклинали Эдинху их мощность не превышает 81 м (скв. Эцан1). Триасовые темноцветные озерные гликы как и пермские, являются основными нефтегазоматеринскими породами в проп!бах Ток-сон и Хами, а в прогибе Тайбэй они считаются перспективными.

Юрские нефтегазоматеринские породы

Темноцветные глины развиты, в основном, в отложениях нижне-среднеюрского отдела, в ярусах Бадаовань (1|ь), Саньгунхэ (I],), Сишаньяо Уь), Санысяньфан (Зъ), и Чиктай (1^. В прогибе Тайбэй 0^=1,13%, «А»=0,0326%, 81+82=1,27 мгУВ/г (породы). В прогибе Токсон 0^=1,23%, «А»=0,0843%, 81+82=1,0! мгУВ/г (породы). В прогибе Хами 0^=1,65%, «А»=0,0601%, $1+82=2,07 мгУВ/г (породы).

Угленосные глины встречены в отложениях перми (Р), триаса (Т), ярусов Бадовань СПь), Саньгунхэ СП,), Сишаньяо (1ь), Саньцзяньфан (12,), и Чпггай юрского возраста. В отложениях ярусов Бадаовань (1ц,) и Сишаньяо Огх) они имеют значительную мощность и распространяются, в основном, з прогибе Тайбэй (мощности 10-80 м), Сорг=7,27%, 81+82=8,93 мгУВ/г (породы), и в прогибе Токсон (мощность 10-40 м) 0^=9,60%, 81+82=26,21 мгУВ/г (породы).

Пластовые угли содержатся в отложениях ншшегорского яруса Бадовгпь у1Ь) и среднеюрского яруса Сишаньяо Уь). Они являются основными нефтегазоматеринскими породами в прогибе Тайбэй.

Угольные пласты яруса Бадаовань (.Гц,) распространены, в основном, в прогибах Токсон и Тайбэй, где их средняя мощность составляет .10-50 м. Максимальная мощность в прогибе Токсон достигает 70 м, Сорг=57,48%, «А»=1,5846%, 81+82=144,21 мгУВ/г (породы).

Угольные пласты -яруса С1шзаньяо (12,) имеют более широкое распространение, чем в ярусе Бадаовань (.Гц,). В прогиба Токсон средняя мощность составляет 10-50 м, в прогибе Тайбэй — 10-70 м, максимальная мощность дости-

1ает 212 м (скв. Ле 1), Сорг=60,04%, «А»=0,4052%, Б,+5:=83,54 мгУВ/г (породы).

Исследования показывают, что в процессе генерации нефти и газа в Турфано-Хамийском бассейне угольные отложения играли важную роль. Нефтегазоносный потенциал углей, в основном, зависит от содержания в них обогащенных водородом микрокомпонентов. В общем, модель генезиса УВ из углей в Турфано-Хамийском бассейне имеет следующие особенности.

Формирование конденсатов из углей происходит во всем диапазоне преобразования углей, то есть от низкой степени до высокой степени зрелости.

Генерация нефти из углей имеет две фазы. При этом нефти, образующиеся на первой фазе в количественном отношении преобладают над нефтями второй фазы. Нефти угленосных толщ обогащены парафином.

Образование газа из углей происходит во всем диапазоне катагенеза - от биогенного до высокотемпературного.

Комплексная оценка степени обогащенности ОВ нефтегазоматеринских

пород

В Турфано-Хамийском бассейне выделяются три нефтегазоматеринских толщ (НГ'МТ) - юрская, триасовая и пермская. В юрских отложениях содержатся угленосные пласты, в триасовых и пермских отложениях они представлены в меньшей мере. На основе оценки битумшюлогичееккх параметров и в соответствии с инструкцией по «Критериям обогащенности ОВ в континентальных озерных глинах КНР», нами разработаны критерии классификации НГМТ. Путем применения этих критериев про-,введена раздельная оценка НГМТ по степени их обогащенности ОВ в разрезах Турфано-Хамнйского бассейна.

На основании исследсзшпш элементного состава кер:гена, характеристики шфракрасной спектроскопии керогена и изотопного состава углерода С керогеиа можно сделать следующие выводы.

(1). Озерные глины в отложениях яруса Чиктай (J2q) среднеюрского о: • дела относятся к смешанному сапропелево-гумусозому типу (II-III), частично > гумусово-сапропелевому типу (12).

(2). Угольные и угленосные породы в отложениях юрского отдела (кроме яруса Чиктай J^) относятся к гумусовому или сапропелево-гумусовому типу (ШГ1П:).

(3). Глинистые породы в отложениях пермн и триаса относятся к сапропелево-гумусовому типу (Ш|), частично к смешанному (II).

Генетические типы природного газа и конденсата и их геохимическая характеристика

На основе изучения компонентного и изотопного составов природные газы разделены на три группы.

а. Группа Чудон-Хунтай включает в себя природные газы в газовых и нефтяных месторождениях Чудон, Хунтай, Мидэн, Вэньшисан, Вэньси, Чулин, Шаньшань, Шаньлэ и Хуннан. Они характеризуются высоким содержанием гомологов метана, утяжеленным изотопным составом углерода этих газов. Природные газы данной группы относятся к жирным газам, генерируемым угольными газоматеринскими породами гумусового типа нижне-среднеюрских отложений.

б. Группа Илаху, которая включает в себя растворенный (попутный) газ в нефтяной залежи Илаху и газ в низко дебетной газовой залежи Сыдаогоу. Природные газы этой группы представляют собой жирные газы с легким изотопным составом углерода 513С.

в. Группа Бака включает газовую залежь Бака Природные газы данной группы отличаются высоким содержанием метана, следовательно и большим коэффициентом сухости, небольшой плотностью и особо тяжелым изотопным составом углерода 8|3С гомологов метана. Предполагается, что в газовой залежи Бака присутствуют углеводородные газы высокой степени катагенеза (зрелости).

Предполагается также, что в Турфако-Халшйском бассейне существуют природные газы угольного происхождения (группа Чудон-Хунтай), нефтяного происхождения (группа Илаху) и смешанного происхождения. Последние включают угольный генезис в породах юры, а также источники в триасовых отложениях группы Бака.

Глава 5. Прогноз поисков газообразных залежей УВ и первоочередные направления поисково-разведочных работ (основные выводы)

1. Угленосные отложения юрской системы являются главными газоматеринскими сериями Турфано-Хамийского бассейна, особенно прогиба Тайбэй.

Угленосные комплексы развиты, в основном, в нижне-среднеюрских отложениях. Они характеризуются большой мощностью и широкой распространенностью. По данным бурения суммарная мощность угольных пластов ярусов Бадаовань (1)Ь) и Сншаньяо (12л) достигает 212,5 м (прогиб Тайбэй скв. Лэ1), в среднем - 30-100 м. Суммарная мощность угленосных отложений достигает 1000 м. Эти угленосные газоматерннскне породы, отличающиеся высоким содержащим органического углерода (СорГ), относятся к III группе керогена. Степень катагенеза различается в разных прогибах. В прогибе Тайбэй угленосные газоматеринскис породы находятся на стадш! такозрелоп-зрелой. В субпрогибе Шэнцзитаи угленосные газоматерннскне породы отложентш яруса Бадаовань и,ь) находятся на стадии высокой зрелости. В прогибе Токсон - на стадии не-зрелой-низкозрелэй. В прогибе Хами - на стадшI низкозрелой. По подсчетам интенсивности генерации газа (в прогибе Тайбэй, Б= 170x10* м3/к.м2; в субпро-гибач Шэнцзиньтай, 0=125x10® м3/км5, в субпрогибе Хунтай-Шисаньшяньфан, 0=75х103 м3/км2, в прогибе Токсон, 0=41х108 м'/км2, в прогибе Хами, 0=22хЮ8 м3/км3) и др>тим показателям, изложенным в работе, видно что угленосные га-зоматеринскяе породы в прогибе Тайбэй обладают возможностями формирования более круг..,;,IX газовых месторождении, чем в прогибах Хами и Токсон. По-

этому прогиб Тайбэй представляет собой важный объект для поисков и разведки газовых месторождений. Ныне открытые месторождения газа приурочены именно к угленосным комплексам отложений ранне-среднеюрского возраста с низкозрелой-зрелой степенью катагенеза.

2. Основньвш газоматеринскгот породами отложений перми и триаса являются темноцветные озерные питы. Их степень катагенеза высокая. В прогибах Токсон и Хами темноцветные озерные глины находятся на стадии зрелой-высокозрелой, в прогибе Тайбэй - на стад™ высокозрелой-перезрелой. Максимальная интенсивность газовой генерации пермских темноцветных глин достигает 8x10® м3/км2 (прогибы Тайбэй и Хами скв. Ха2). В среднем, в прогибах Токсон и Хами D=3xl0' m3/kmj, в прогибе Тайбэй D=2,4xl0® м3/км2. Максимальная интенсивность газовой генерации триасовых темноцветных глин достигает 30x10® м3/км2 (прогиб Хами скв. Ха2), в прогибе Токсон - 6x10* м3/км2, в прогибе Тайбэй достигает 8x10* м3/км5.

3. Генерация газа в Турфано-Ха\гийском бассейне имела многоэтапный и продолжительный характер. Нефтегазоматеринскими являются толщи, обогащенные ОВ как гумусового типа (нижне-среднеюрские угленосные отложения), так и сапропелевого (пермские и триасовые глинистые отложения), характеризующиеся различной степенью катагенетической преобразованности (шгзко-зрелой-зрелой и высоко-зрелой-перезрелой).

4. В бассейне развиты 3 регионально-нефтегазоносных комплекса -пермский, триасовый и юрский, характеризующиеся 4-мя сочетаниями газоматеринских пород, пород-коллекторов и флюидоупоров, а именно:

(1). Газоматеринские породы - темноцветные озерные глины отложений яруса Чистай средней юры;

Породы-коллекторы - песчанистые слои отложений яруса Чиктай (Jiq) и ярусов Чигу (J-q), Капаза (J3r);

Флюидоупоры - гл!шистые слои отложений яруса Чигу (1зч) и вышележащих.

¡.- ! Газоматеринские породы - угленосные породы отложений серии Шуйсигоу (•15ь) нижне-средней юры;

Породы-коллекторы - песчанистые слон отложений нижней части яруса Чиктай Уг,), ярусов Саньшяньфан и Сишаньяо У^); Флюидоупоры - глинистые, угленосные слои и угольные пласты отложений яруса Читу у3ч), верхней части яруса Чиктай (1^), ярусов Саньшяньфан и Сишаньяо (1г.х).

(3). Газоматеринские породы - темноцветные озерные глины средне-

верхнетриасовых отложений;

Породы-коллекторы - песчанистые слон средне-верхнетриасовых отложений;

Флюидоупоры - глинистые-слои верхнетриасовых отложений.

(4). Газоматеринские породы - темноцветные озерные глины нижне-

верхнепермских отложений;

Породы-коллекторы - песчанистые слои верхнепермских отложений; Флюидоупоры - глинистые слои верхнетриасовых и нижнетриасовых отложений.

5. Региональные покрышки нижне-среднеюрского возраста играют важную роль в формировании и сохранении газовых месторождений и залежей.

В Турфано-ХамшЧском бассейне регионально развиты средние (125') и верхние (Ь^+.Ь,,) покрышки, что стало главной причиной открытия газовых месторождений только во 2-ом сочетании.

6. В прогибе Тайбэй большинство ловушек в юрских отложениях было сформировано в средине яньшаньской фазы тектонических движений, а основная миграция УВ в юрских отложениях происходила в конце .яньшаньской фазы и в ранний период гималайской. Ловушки, сформированные до миграции УВ наиболее перспективны для поисков залежей газа.

7. Вертикальная мнгращи УВ играла важную роль в формировании газовых месторождений. В прогибе Тайбэй ныне открытые газовые месторожде-

ния (залежи) находятся в отложениях средней юры (J^-hq), а газоматеринские породы - нижележащие угленосные отложения серии Шуйсигоу (Jih) нижнесредней юры. В результате многократных тектонических движений возникли разломы, по которым газ мигрировал вверх, тогда как латеральная миграция была ограничена. о

8. По разрезу углеводородный газ содержится в отложениях ярусов Си-шанъяо СЬх3"4). Саньцзяньфан (J^) и Чиктай (J24) средней юры, а газоматеринскими породами являются, главным образом, угленосные глины серии Шуйсигоу (Ja. J&!'2) нижне-средней юры. Газовые залежи распространены в нижней части разреза, а нефтяные - в верхней. Например, на месторождениях Чудон, Мидэн и Вэкьцзисан, в отложениях верхней части яруса Сишаньяо (Jit3*4), содержится только газ, к верху в отложениях ярусов Саньцзяньфан (I:,) и Чиктай (Jjq) содержится и газ и нефть, которая преобладает.

9. По площади газ распространен ближе к центру очага генерации. Например, месторождения Чудон, Мидэн и Вэньцзисан. Близкое к центру очага генерации месторождение Чудон содержит только газ, дальше к югу месторождения Вэньцзисан1#, Вэньси1# и Мидэн - нефтегазовые, еще дальше - газонефтяные и нефтяные.

Итак газовые месторождения распространены, в основном, в центре генерации. Такая закономерность размещения обусловлена особенностями генерации, миграции, характером тектонических движений и т. д.

Таким образом, результаты комплексных исследований показывают, что юрские отложения прогиба Тайбэй являются первоочередным объектом поисково-разведочных работ на газ. Это обосновано нижеследующими факторами:

В нижне-среднеюрских отложениях прогиба Тайбэй развиты угленосные глины и угольные пласты, которые отличаются большой мощностью, высокой обогащенностъю ОВ, сравнительно высокой степенью катагенеза ОВ газоматеринских пород и наконец, высокой интенсивностью генерации газа Здесь в разрезе среднеюрских отложений развиты породы-коллекторы, перекрытые поро-

/

дами-покрышками средне-верхнеюрского возраста. Наряду с этим, в прогибе выявлены весьма эффекптные ловушки.

По предварительным подсчетам в Тур ф ано-Хамийском бассейне общий объем генеращщ газа составляет 50 триллионов м3, в том числе в прогиб? Тайбэй - 38 триллионов м3 (76%). Ресурсы газа в бассейне составляет 272,15—371,33 миллиардов м3, в прогибе Тайбэй 233,67-307,53 миллиардов м3 (84,1%), в юрских отложениях прогиба Тайбэй ресурсы составляют 197,2-259,7 миллиардов м3 (84,4%).

До июня 1994 г в бассейне выявлено 20 положительных структурных зон третьего порядка, приуроченных к центральным районам расположения очага генерации. Это структурные зоны Шэнбэй, Пубэй, Чулин, Вэныгзисан, Сяоцао-ху и Хунтай (в прогибе Тайбэй), Сыдаогоу и Убао (в прогибе Хами), Илаху (в прогибе Токсон). Наиболее крупными по ресурсам газа являются структурные зоны Шэнбэй, Чулин и Сыдаогоу, где возможно открыть крупные газовые месторождения и где следует сосредоточить прежде всего поисково-разведочные работы..

1. Зона газонакоплення Шэнбэй

Структурная зона Шэнбэй находится в центре субпрогиба Шэнцзиньтай ггрогиба Тайбэй, где развиты не только нткне-среднеюрскне угленосные газо-материпские породы, но и среднеюрские озерные газоматерннские глины яруса Чиктай (J2q) с высокой обогащенностыо ОВ сравшггельно высокой степени катагенеза. Структурная зона Шэнбэй площадью 350 км2 (длина 35 км и ширина 10 км). Здесь выявлено б локальных структур (ШэнбэП1~5 и Ханбэй) антиклинального типа, нарушенных разломами антиклиналей и прнразломкых носов с общей замкнутой площадью 180 км2, В этой зоне развиты сред!ше и верхние покрышки и выделяется 2 продуктивных горизонта: срсднеюрс:шй (Jix-Ji^) и верхнеюрский (Jjq-Jj:,)- Нижнгсреднеюрский продуклшный горизонт залегает на глубине более 4000 м. По предварительным подсчетам по данным ске. Тайцан2 геологические запасы в зоне состазляет порядка 50 миллиардов м3, в том числе

в структуре ШэнбэйЗ - 25 миллиардов м3, в структуре Шэнбэй! -12 миллиардов м3.

2. Зона газонакопления Чулин

Структурная зона Чулин находится между двумя субпрогибами Чудон и Шэнбэй, где сформированы 2 генетически отличающихся друг от друга газовые залежи. Если газ на площади скв. Лин4 представляет собой конденсат низкозрелой степени угленосных газоматершкких пород, то газы на месторождении Бака являются сухими высокотемпературными. Продуктивные горизонты залегают на глубине 3935,0~4197,0 м (по скв. Линшэнь1). Геологические запасы оценены в 15 милрд. м3.

3. Зона газонакопления Сыдаогоу

Структурная зона Сыдаогоу находотся в северо-западной части прогиба Хами. В этой зоне расположены структуры-антиклинали Хабэй, Сыдаогоу и Эрбао, общая замкнутая площадь составляет 192,2 км2. В скв. Ха2 в интервале 2755,0~2778,0 м был получен газовый приток дебетом 2013 м3, в скв, ХаЗ в интервале 2696,0-2738,0 м - приток дебетом 563 м3. Геологические запасы зоны оцениваются более чем в 25 милрд. м3,

В целом Турфано-Хамийский бассейн богат ресурсами природного газа. Вышеуказанные структурные зоны, расположенные в наиболее благоприятных условиях с точки зрения генерации и формирования залежей, являются первоочередными объектами понсково-разведочных работ для приращения запасов природного газа

В диссертации защищаются следующие положения:

1. Модель геологического строения, истории развития и формирования очагов генерации углеводородов Турфано-Хамийского бассейна осад-конахопления.

2. Выявленные, на основе комплексных геолого-геохимических исследований, исторкко-генегические связи нефтегазообразования и нефте-

газонакопления, формирования фазоворазличных скоплений углеводородов и роль угольных отложений в генерации нефти и газа.

3. Прогноз поисков скоплений газообразных углеводородов и первоочередные направления поисково-разведочных работ на территории Турфано-Хамийского бассейна.

Заказ № ^_Ти £> /О О

Ощел оперативной полиграфии ГАНГ им. И. М. Губкина