Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов

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

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Чистякова, Нелли Федоровна, Тюмень



■. у;:,ил ученую степень

'деления г.

* О _ Ь / V _ б

/ / # . / / V* V ......г

/ / * / / V/ чу

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ

УДК 550.4:552.57/58(571.1)

ЧИСТЯКОВА НЕЛЛИ ФЕДОРОВНА

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ (НА ПРИМЕРЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА)

Специальность 04.00.17-Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тюмень - 1999

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................4

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ И МЕТОДИКА ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ................................................................9

1.1. История изученности геохимии рассеянного органического вещества пород, нефтей, конденсатов и подземных вод.................................11

1.2. Исходные данные и обработка первичного материала.................... 23

Выводы.........................................................................................................33

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЮРСКО-МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА...................................................................35

2.1. Тектонические особенности платформенного чехла.......................35

2.2. Гидрогеологическая модель................................................................42

2.3. Нефтегазоносность и нефтегазоносные комплексы мезозойского чехла..................................................................'.....................................................43

2.4. Ловушки углеводородов......................................................................53

2.4.1. Антиклинальные ловушки................................................................................54

2.4.2. Неантиклинальные ловушки............................................................................54

2.5. Нефтегазогеологическое районирование юрско-меловых отложений..............................................................................................................56

Выводы.........................................................................................................58

ГЛАВА 3. ГЕОФЛЮИДАЛЬНАЯ СИСТЕМА МЕЗОЗОЙСКОГО ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА...............................................................................................................

3.1. Водная компонента геофлюидальной системы. Особенности ионно-солевого состава и пространственное размещение подземных вод юрско-меловых отложений..................................................................................60

3.1.1. Гидрогеохимическая характеристика отдельных залежей углеводородов..74

3.1.2. Поровые растворы.............................................................................................97

3.1.3. Водорастворенные газы..................................................................................104

3.1.4. Воднорастворенное органическое вещество. Закономерности изменения алкановых углеводородов до С35 в аквабитумоидах юрско-меловых отложений..........1

3.1.5. Типизация подземных вод - как отражение этапов формирования залежей жидких углеводородов и стадии их зрелости....................................................................lj

3.2. Углеводородная компонента геофлюидальной системы. Особенности изменения углеводородов нефтей и конденсатов юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.....134

3.2.1. Особенности изменения биомаркеров алкановой структуры до С35 в нефтях и конденсатах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна по данным газожидкостной хроматографии................................................................................................154

3.3. Термобарическая характеристика юрско-меловых отложений.... 175

3.3.1. Геотемпературное поле...................................................................................175

3.3.1.1. Геохимический аспект формирования геотемпературных аномалий в

разрезе и на площади мезозойских отложений.............................................................180

3.3.2. Флюидодинамическое поле............................................................................195

3.3.2.1. Гидродинамическое изучение приконтурных и подошвенных вод

залежей углеводородов в связи с условиями их формирования....................................205

Выводы.......................................................................................................2(1Ц~

ГЛАВА 4. ГЕОХИМИЯ БИТУМОИДОВ РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД ЮРСКО МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ..............................

4.1. Природные углеводородные системы. Геохимические показатели прогноза фазового состояния углеводородных систем, генерируемых нефтегазопродуцирующими породами............................................'...............226

4.2. Закономерности пространственного распределения и геохимическая информативность биомаркеров алкановой стркутуры до С35 в битумоидах пород Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (по данным газожидкостной хроматографии).......................................................235

4.2.1. Н-алканы до С35...............................................................................................2&Ъ

4.2.2. Изопреноиды С13-20..........................................................................................272

4.2.3. Особенности распределения н-алканов до С35 и изопреноидов С13.20 по разрезу и площади мощных глинистых толщ, отдельных месторождений....................279

4.2.4. Особенности изменения алкановых углеводородов до С35 в поровом пространстве глинистых пород (открытые и закрытые поры).........................................294

4.3. Геохимические показатели формирования сверхгидростатического порового давления..............................................................................................300

Выводы.......................................................................................................304

ГЛАВА 5. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА.................307

5.1. Геохимические особенности миграции углеводородов в осадочном чехле Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна................................308

5.2. Геолого-геохимические условия формирования залежей жидких углеводородов в юрско-меловых отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна................................................................................330

5.3. Некоторые аспекты саморегуляции осадочного чехла ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна в связи с формированием в нем залежей углеводородов.......................................................................................337

Выводы.......................................................................................................341

ЗАКЛЮЧЕНИЕ....................................................................................................... 344

ВВЕДЕНИЕ

Формирование промышленных скоплений нефтяных углеводородов представляет собой один из сложнейших природных процессов, происходящих в недрах Земли. Решение ее основных вопросов в данной работе связано с изучением геолого-геохимических особенностей геофлюидальной системы юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Актуальность данной работы обусловлена повышением эффективности прогнозирования неантиклинальных ловушек на основе изучения динамически изменяющихся химических и физических показателей геофлюидальной системы, в недрах которой на стадии катагенеза образуются залежи углеводородного сырья.

Цель: выявление геолого-геохимических условий формирования залежей углеводородов и прогноз фазового состояния углеводородных систем, генерируемых органическим веществом на стадии катагенеза в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты.

Основные задачи работы:

1. Формирование представлений о геофлюидальной системе мезозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна с позиции взаимодействия динамически развивающихся химических и физических показателей на ПКз-МК^з стадиях катагенеза, отражающих переход от гидрогеологического бассейна стадии диагенеза к нефтегазоносному бассейну стадии катагенеза.

2. Изучение механизма формирования геохимического облика подземных вод ПКз-МК^з зон катагенеза с типизацией гидрогеохимических обстано-вок, отражающих стадии зрелости и этапы формирования залежей углеводородного сырья (молодая залежь с начальным, продолжающимся, завершающимся (завершившимся) этапами; зрелая залежь; разрушающаяся залежь).

3. Обоснование количественных критериев прогноза фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазоматеринскими глинистыми породами на ПКз-МК^з стадиях катагенеза, основанного на газо-хроматографическом анализе индивидуального состава алканов до С35, выделенных из битумоидов пород.

4. Анализ особенностей современного температурного и геодинамического полей на ГЖ3-МК1.3 стадиях катагенеза, в чехле молодой платформы, проявляющихся в формировании аномалий, трассирующих пути перемещения новообразованных водных и углеводородных флюидов в ловушки в связи с формированием в них залежей углеводородного сырья.

5. Выявление причин современной зональности распределения нефтей и конденсатов в разрезе и на площади мезозойских отложений ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна.

Научная новизна работы: Впервые по единой методике с помощью метода газожидкостной хроматографии исследован и проанализирован индивидуальный состав биомаркеров алкановой структуры до С35 в битумоидах пород,

аквабитумоидах, нефтях и конденсатах, позволивший подтвердить выявленную ранее сингенетичноеть нефтей и конденсатов с одновозрастным рассеянным органическим веществом.

На основе использования количественного соотношения индивидуальных алканов до С35, выделенных из битумоидов пород, впервые разработаны критерии прогноза фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазоматеринскими породами на ПК3-МК1.3 стадиях катагенеза в юрско-меловых осадочных отложениях Западно-Сибирской плиты

Изучение пространственных особенностей геохимического облика подземных вод зоны катагенеза, выражающихся в определенных закономерностях изменения минерализации и коэффициента метаморфизма приконтурных, подошвенных и законтурных вод, позволило автору впервые выделить пять типов гидрогеохимических обстановок, отражающих следующие этапы формирования залежей углеводородного сырья и стадии их зрелости: молодая залежь с начальным, продолжающимся и завершающимся (завершившимся) этапами; зрелая залежь; разрушающаяся залежь.

Установлено, что процессы преобразования керогена любого типа на стадиях диа- и катагенеза сопровождаются выделением свободной энергии Гиб-бса, причем интенсивность преобразования керогена арконового типа выше, чем алинового.

Впервые показано, что аномалии современных температур и давлений, отражающие стремление физических показателей геофлюидальной системы к новому упорядоченному состоянию на стадии катагенеза, совпадающие с зонами инверсионными гидрогеохимическими зонами - водами пониженной минерализации гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса, трассируют пути перемещения новообразованных на этой стадии литогенеза возрожденных вод и природных углеводородных систем различного фазового состояния из глинистых пород в ловушки и являются следствием процесса генерации углеводородов и формирования их скоплений, а не причиной. Чем больше степень отклонения равновесия химических и физических показателей от фоновых значений, тем интенсивнее в данной зоне протекают процессы перехода гидрогеологического бассейна зоны диагенеза в нефтегазоносный бассейн зоны катагенеза.

Впервые рассмотрены геохимические факторы формирования сверхгидростатических поровых давлений в той их части, которая связана с алкановыми углеводородами до С35, проявляющиеся в сочетании наиболее высоких концентраций н-алканов и изопреноидов С13.20 в закрытых порах по сравнению с открытыми, а в последних по сравнению с открытыми порами других глин в разрезе месторождения в сочетании с высокой и аномально-высокой степенью термической зрелости и превращенности органического вещества пород (по данным графиков Коннана-Кассоу) в разрезе и на площади мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Последнее подтверждается очень низкими

(намного меньше 1) значениями отношения п/ф, причем в закрытых порах они еще меньше, чем в открытых.

Определен типичный вид кривых молекулярно-массового распределения нефтей в зависимости от степени их термической зрелости. Наличие в одном пласте нефтей и конденсатов различной степени термической зрелости при большом разбросе значений отношения п/ф отражает многократное поступление углеводородов в одну ловушку, генерированных на различных стадиях катагенеза. Алкановые углеводороды до С35 нефтей и конденсатов, погрузившиеся вместе с ловушками на большие глубины, не испытывают заметных изменений, сохраняя степень термической зрелости той стадии катагенеза, на которой они образовались.

Практическая значимость работы заключается в возможности использования типизации природных гидрогеохимических обстановок для оценки этапов формирования и стадии зрелости залежей углеводородного сырья по первым пробам подземных вод в малоизученных бассейнах, в определение первоочередных объектов для разведки. Количественные критерии индивидуального состава н-алканов до С35 и изопреноидов С13.20, выделенных из биту-моидов пород, могут быть использованы в прогнозе фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазопродуцирующими породами на ПК3-МК1.3 стадиях катагенеза. На этой основе возможна дифференциация зон и интервалов генерации нефтегазовых, газонефтяных и газовых систем. По кривым молекулярно-массового распределения (ММР) алканов до С35 возможен прогноз состава нефтей и конденсатов, генерированных на различных стадиях катагенеза рассеянным органическим веществом определенной химической структуры. Геохимические характеристики битумоидов пород, выраженные ММР н-алканов до С35 в совокупности со степенью термической зрелости и значениями отношения п/ф позволяют осуществлять прогноз интервалов и зон со сверхгидростатическим поровым давлением. По совокупности гидрогеохимических и термобарических показателей геофлюидальной системы возможна реконструкция условий и направлений массопереноса углеводородов, мигрирующих из нефтегазопродуцирующих пород в ловушки. Научные разработки автора являются методической основой для существенной модернизации геохимических методов поисков и разведки залежей углеводородного сырья, комплексирования их с геофизическими методами.

Основные защищаемые положения.

1. Установлено, что гидрогеохимические показатели, выраженные закономерным изменением общей минерализации и коэффициентом метаморфизма подземных вод, отражают этапы формирования залежей жидких углеводородов и стадии их зрелости.

2. Количественный состав алкановых углеводородов до С35 битумоидов глинистых пород стадии катагенеза - критерий прогноза фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазопродуцирующими породами на ПК3-МК1.3 стадиях катагенеза.

3. Формирование сверхгидростатических поровых давлений в толще высокобитуминозных глинистых пород - процесс многостадийный и на ПК3-МК1. з стадиях катагенеза он отражает реализацию нефтегазоматеринского потенциала пород. Геохимические факторы этого процесса в той их части, которая связана с алкановыми углеводородами, проявляются в том, что наиболее высокие их концентрации в закрытых порах сочетаются с аномально-высокой и высокой степенью термической зрелости.

Апробация работы и публикации. Автором опубликовано свыше 80 научных работ, из них по теме диссертации 63, в том числе монография (в соавторстве), переизданная Ассоциацией геологов-нефтяников США. Н.Ф. Чистякова является соавтором шести и ответственным исполнителем трех научно-исследовательских отчетов по договорам. Апробация отдельных положений работы осуществлялась также в выступлениях на Межведомственном совещании по проблемам региональной гидрогеохимии (Ленинград, 1979), Всесоюзном совещании по подземным водам Востока (Иркутск, 1982), юбилейных Губкинских чтениях (Москва, 1981), IV Всесоюзном семинаре «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность» (Москва, 1981), научно-технических конференциях «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1980, 1981, 1983, 1987, 1989, 1993), XI, XIV Губкинских чтениях (Москва, 1989), Всесоюзных совещаниях (Москва, 1988, Саратов, 1987), Всероссийском совещании (Томск, 1993), Всесоюзной конференции (Москва, 1988), на региональных научно-практических конференциях (Красноярск, 1984, Уренгой, 1992), на республиканской конференции (Пермь, 1980).

Фактический материал. Диссертация базируется на результатах личных многолетних (с 1976 года) лабораторных исследований. С 1992 года по настоящее время неоценимую помощь в исследованиях оказывает зав лаборатории «Геохимия и геология нефти и газа» кафедры «Геология нефти и газа» ТюмГНГУ Крамнюк Л.Ф.

Работа проводилась сначала под руководством проф. В.М. Матусевича и проходила в тесном контакте с кафедрой «Гидрогеология и инженерная геология», затем под руководством проф. М.Я. Рудкевича, первое время в лаборатории студенческого научного центра ТИИ, а затем на кафедре «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений». Практически на всех этапах исследований в этой работе активно участвовали студенты старших курсов специа