Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геохимическая оценка нефтегазоносности территорий различной разведанности
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимическая оценка нефтегазоносности территорий различной разведанности"
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА
На правах рукописи Губницкий Валерий Михайлович
УДК 553.98:550.4
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИЙ РАЗЛИЧНОЙ РАЗВЕДАННОСТИ
Специальность - 25.00.12 - Геология, поиски и разведка
горючих ископаемых
Автореферат
диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
Москва - 2004 г.
Работа выполнена в Волжском отделении Института геологии и разработки горючих ископаемых (ВОИГиРГИ) Министерства энергетики и Академии наук Российской Федерации
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор А.А.Карцев
доктор геолого-минералогических наук, профессор О.К.Баженова
доктор геолого-минералогических наук, профессор Г.Н.Гордадзе
Ведущая организация:
Казанский государственный университет
Защита состоится 2004 г. в на заседании
диссертационного совета Д.212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: РГУ нефти и газа, Ленинский проспект, 65, Москва, В-296, ГСП-1, 119991.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа.
Автореферат разослан
Ученый секретарь диссертационного совета
2004 года
А.Н.Руднев
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. На современном этапе развития топливно-энергетических отраслей промышленности повышаются требования к более рациональному использованию методов изучения нефтегазонос-ности недр.
В жестких условиях рыночной экономики территориальные геолого-геохимические исследования не всегда полностью отвечают требованию оптимальности НИР в регионах с различной разведанностью осадочной толщи. Намечается определенное противоречие между потенциальными возможностями нефтегазовой геохимии и её реальным использованием в практике геолого-поисковых работ.
Если для территорий малой и средней разведанности в числе первостепенных сохраняются вопросы выделения нефтегенерирующих пород (НГП) и изучения закономерностей формирования УВ-скоплений, то для высокоизученных территорий все острее ощущается необходимость существенно иного подхода к структуре геолого-геохимических исследований. Помимо собственно нефтепоисковой проблематики все более актуальными становятся вопросы систематизации и маркетинга добываемого УВ-сырья по качественным показателям, а для ряда регионов - вопросы поиска, оценки кондиций и ресурсов альтернативных источников УВ, в первую очередь - природных битумов.
Наряду с безусловной необходимостью дальнейшего развития методов и средств исследований, объективно возникает и задача обратного знака, связанная с разработкой рациональных методических схем геолого-геохимического изучения нефтеперспективных территорий. Именно этой актуальной проблеме посвящена настоящая работа
Цель работы. Теоретическое обоснование, разработка и апробация оптимального комплекса геолого-геохимического анализа нефтеносности территорий, существенно различающихся по уровню нефтегеологи-ческой разведанности осадочной толщи.
Основные задачи. Для достижения поставленной пели в работе решались следующие основные задачи. I с о н бл и о тека"ЛЯ |
1) Анализ сложившейся структуры и разработка сводной схемы геолого-геохимического изучения нефтеносности недр.
2) Обоснование актуальности прикладных аспектов нефтегазовой геохимии для высокоразведанных территорий: оценка качества нефтей, газов, состава природных битумов.
3) Обоснование применяемых геохимических критериев для оценки перспектив нефтегазоносности территорий различной разведанности.
4) Анализ преобразования газонефтяных систем (ГНС) на постформирующем этапе существования месторождений.
5) Анализ закономерностей и основных контролирующих факторов зонального размещения нефтей по составу и свойствам.
6) Систематизация нефтей и газов по физико-химическим показателям.
7) Анализ взаимосвязи качественной (параметры нефтей) и количественной (запасы) составляющих нефтеносности.
8) Обоснование и разработка критериев битумогенеза нефтегазоносных территорий, оценка ресурсов и кондиций природных битумов.
9) Рекомендации по основным направлениям геолого-поисковых работ на изученных территориях.
Объект исследования и использованные материалы.
Геолого-геохимический анализ нефтеносности выполнен в пределах трех, обширных по площади и различных по степени нефтегеологиче-ской изученности, регионов: Алжирских Атласов (территория малой и средней разведанности) — Балтийской синеклизы (территория средней разведанности) - южного погружения Волжско-Камской антеклизы (территория высокой разведанности).
Выполненные исследования отражают широкий спектр территориальных геолого-геохимических работ, что повышает актуальность диссертации в связи с возможностью использования предлагаемых методических приемов для различных регионов.
Решение поставленных задач проводилось на основе всех имеющихся опубликованных и фондовых геолого-геохимических материалов по нефтегазобитумоносности данных регионов. Изложенные в работе научные положения базируются на результатах анализа более 10000 об-
разцов пород, проб нефтей, газов и свыше 8000 образцов битумосодер-жащих пород и природных битумов. В работе использованы фондовые данные фирмы «СОНАТРАК», систематизированные автором во время совместных российско-алжирских исследований, а также учтены опубликованные и фондовые материалы исследователей, внесших вклад в геолого-геохимическое изучение данных регионов.
Анализ геолого-геохимических особенностей нефтеносности Атласов проводился автором в сотрудничестве с профессором А.И. Летави-ным, территории Балтийской синеклизы - в сотрудничестве с доктором геолого-минералогических наук - А.И.Богомоловым и кандидатом наук К.А.Сакалаускасом. Комплекс исследований природных битумов и нефтей Среднего Поволжья выполнен автором при участии сотрудников сектора геохимии ВОИГ и РГИ: Л.В.Борской, В.П.Долинина, И.Е.Жук, Л.А.Коротковой, Н.И. Тихоновой и других.
Научная новизна работы. Личный вклад.
1) Обоснована рациональная схема изучения нефтегазоносности территорий различной разведанности и оптимальный комплекс прикладных геолого-геохимических исследований.
2) Применены новые подходы к последовательному выделению НГП с использованием показателей: геологических - массовых геохимических - детальной корреляции нефтей и РОВ пород по углеводородным показателям.
3) Предложен комплекс геохимических критериев, позволяющий всесторонне охарактеризовать состав ГНС в недрах: дегазированная нефть — выделившийся газ — пластовая нефть.
4) Разработана и апробирована методика изучения преобразования газонефтяных систем в геологических объектах различного уровня: локальных скоплениях — стратиграфическом разрезе многопластовых месторождений - продуктивных пластах.
5) Впервые использована схема прогноза фазового состояния УВ по сумме геохимических, термобарических и палеогеотермических показателей.
6) Усовершенствована и апробирована методика исследования би-тумоносности территорий с выделением природных битумов различного генезиса и перспективных участков проведения поисковых работ.
В основу работы положены результаты 30-летних исследований автора в трех организациях: ВНИГРИ в содружестве с Лит.НИГРИ (г.Вильнюс), в нефтяной компании «СОНАТРАК» (Алжир) - в составе группы российских специалистов и в секторе геохимии пород и нефтей Волжского отделения ИГиРГИ (г.Самара), который он возглавлял на протяжении 12 лет.
Все основные положения диссертации разработаны лично автором в Волжском отделении ИГиРГИ в период 1975-2003 гг.
Практическая значимость и реализация результатов работы. Разработанные теоретические и методические положения диссертационной работы направлены на оптимизацию структуры НИР в регионах с различной геологической изученностью недр. Построенные на их основе карты и графики по нефтеносным отложениям Урало-Поволжья, Прибалтики и Алжира ориентируют поисково-разведочные работы на обнаружение УВ-скоплений различного фазового состояния и позволяют более обоснованно прогнозировать качественные параметры нефтей, газов и природных битумов на перспективных площадях.
Результаты систематизации нафтидов по составу и количественно-качественным показателям нефтеносности представляют практический интерес для прогноза ресурсов УВ с определенными кондициями и оценки конкурентного потенциала нефтей и газов.
Основные результаты исследований отражены в «Комплексных проектах геологоразведочных работ на нефть и газ по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции», «Анализе состояния сырьевой базы и оценке прогнозных ресурсов УВ-сырья на территории Самарской области», «Оценке ресурсов битумов по территории Самарской и Оренбургской областей». По итогам совместных с ГРК АО «Самаранефтегаз» исследований (1987-98 г.г.) в пермских отложениях 16 площадей ЮжноТатарского свода выделены участки распространения природных битумов и локализованы 32 объекта для постановки нефтебитумопоисковых работ.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских конференциях и семинарах: «Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений» (Москва, 1973 г.), «Пути повышения достоверности прогнозных оценок нефтегазоносности» (Ленинград, 1981), «Размещение и условия залегания природных битумов» (Бугульма, 1981), «Закономерности распространения и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей» (Туапсе, 1982), «Пути повышения достоверности локального прогноза неф-тегазоносности по комплексам геохимической информации» (Саратов, 1987), «Нетрадиционные ресурсы углеводородов и проблемы их освоения» (Ленинград, 1988), «Фундаментальные проблемы нефтегазогеологи-ческой науки» (Москва, 1990), «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр» (Москва, 1999), «Нефтегазовая геология на рубеже веков: прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (С.-Петербург, 1999), «Современные проблемы геологии нефти и газа» (Москва, 2001), «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ» (Москва, 2001), «Нефтегазовая геология - основа укрепления минерально-сырьевой базы» (Москва, 2002).
Отдельные положения диссертации докладывались на Международных конференциях: «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (С.-Петербург, 1997), «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ» (С.-Петербург, 1999).
Публикации. Результаты исследований отражены в 76 научных работах, в том числе в 41 опубликованной, включая одну монографию в соавторстве. Статьи и тезисы докладов по основным результатам диссертации публиковались в журналах «Геология нефти и газа», «Отечественная геология», «Геохимия», «Горючие сланцы» (Эстония), в научных трудах ИГ и РГИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, РГУ нефти и газа, Лит.НИГРИ (Литва).
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырех частей основного текста и заключения, занимающих 291 страницу, 29 таблиц и 57 рисунков. Список литературы включает 198 работ российских и зарубежных авторов.
Автор выражает глубокую благодарность доктору геолого - минералогических наук, профессору В.А.Чахмахчеву за помощь и консультации при обсуждении основных научных положений диссертации.
За помощь и поддержку при выполнении работы диссертант признателен директору ВОИГиРГИ, кандидату наук А.А.Александрову и руководителю российско-алжирского научного контракта, доктору наук И.М. Шахновскому.
Автор благодарит кандидата физико-математических наук В.М. Монтлевича за творческое сотрудничество в математической обработке информации, академика МАИ В.И.Тюрина и ведущего инженера Л.Е.Черняк за компьютерное исполнение основной графики и оператора Г.В.Лысову - за оформление работы.
Всем коллегам, содействовавшим выполнению работы, автор выражает свою искреннюю благодарность.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Часть 1. СОСТОЯНИЕ И СТРУКТУРА ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИЙ
Глава 1.1. АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И СТРУКТУРА ИССЛЕДОВАНИЙ
При выполнении диссертационной работы автор руководствовался исследованиями в области геологии и геохимии, отраженными в трудах П.Ф.Андреева, О.К.Баженовой, А.А.Бакирова, Э.Бейкера, М.Д.Белонина, М.Н. Бестужева, А.И.Богомолова, Т.А.Ботневой, Э.Брея, Н.Б. Вассоевича, И.В.Высоцкого, Э.М.Галимова, Г.Н.Гордадзе, И.В.Гончарова, И.М. Губкина, А.Н.Гусевой, М.В.Дахновой, М.Ф.Двали, А.Н. Дмитриевского, А.Ф. Добрянского, Н.А.Еременко, М.К.Калинко, А.А.Карцева, Б.А. Клубова, А.Э.Конторовича, Н.А.Крылова, А.И.Летавина, Н.В.Лопатина, С.П. Максимова, Р.Мартина, Р.Х.Муслимова, С.Г.Неручева, И.И. Нестерова, Р.Г.Панкиной, Ал.А.Петрова, В.Ф.Раабена, О.А.Радченко, А.Н. Резникова, Е.А.Рогозиной, К.Ф.Родионовой, С.Сильвермена, Х.Смита, В.А. Соколова, И.С.Старобинца, В.И.Старосельского, Б.Тиссо, В.И. Троеполь-
ского, А.А.Трофимука, В.А.Успенского, Э.М.Халимова, Дж.Ханта, В.А. Чахмахчева, В.К.Шиманского, В.П.Якуцени и других исследователей.
В настоящее время теоретической основой проведения нефтепоис-ковых работ является осад очно- миграционная теория нафтидогенеза.
Можно выделить несколько актуальных проблем территориальных исследований: разработка критериев комплексного изучения УВ-систем с использованием параметров пластовых флюидов, анализ дифференциации УВ-систем по составу в локальных скоплениях, разработка критериев поиска нетрадиционных источников УВ-сырья (природных битумов, гидратных газов и др.).
Структура геолого-геохимических исследований нефтегазобитумо-носности территорий развивалась и постоянно совершенствовалась на протяжении второй половины XX века, по мере усложнения решаемых нефтяной геологией задач и расширения аналитических возможностей органической геохимии.
Первым шагом в оптимизации методов НИР может служить разработанная автором сводная схема геолого-геохимического изучения наф-тидоносности недр, включающая: этапы и направления исследований, объекты анализа, информационные показатели и химико-аналитические средства их обеспечения. В современных геолого-геохимических работах выделяются четыре взаимосвязанных этапа: глобальный, региональный, зональный и локальный.
Разработанная схема позволяет объективно оценить состояние геолого-геохимических работ в отрасли и более рационально скоординировать проводимые исследования.
Глава 1.2. ПРИКЛАДНЫЕ АСПЕКТЫ ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
1.2.1. Проблема качества нефтей и газов. Надежный прогноз качества УВ-сырья является составной частью общей прогнозной оценки территорий и может существенно влиять на выбор направлений поисковых работ.
В настоящее время актуальность проблемы усиливается жесткой конкуренцией на нефтяном рынке при реализации нефтей с различными
качественными показателями и экологическими требованиями к составу УВ-сырья на всех стадиях работ: при его добыче, транспортировке, реализации и переработке.
При всей многогранности проблемы качества УВ-сырья, определяющим фактором является возможность достижения повышенного коэффициента извлечения и эффективного освоения выявленных запасов УВ-сырья при сохранении его высокого рыночного потенциала и низкой концентрации агрессивных компонентов.
Проблема качества УВ-сырья особенно обостряется при колебании мировых цен, в связи с чем выполненный в данном разделе анализ ситуации в период наиболее сильного в XX веке энергетического кризиса (197886 г.г.) позволит избежать просчетов в будущем при повторении аналогичных событий.
1.2.2. Природные битумы: состояние ресурсов - особенности освоения - возможности использования. Снижение темпов прироста запасов нефти в ряде регионов вызывает необходимость дополнительного использования альтернативных источников УВ-сырья, в первую очередь - природных битумов (ПБ) и битумосодержащих пород (БСП). Данные виды являются ценным многоцелевым сырьем для ряда отраслей промышленности: топливно-энергетической, строительной, химической, металлургической.
Скопления битумов установлены в Канаде, Венесуэле, США, Колумбии, Нигерии. На территории России основные ресурсы битумов выявлены в Волго-Уральском, Тимано-Печорском и Восточно-Сибирском регионах.
С позиций комплексного использования битумов особый интерес представляет возможность попутного извлечения металлов, в первую очередь - ванадия и никеля, концентрации которых в ряде битумных месторождений сопоставимы с их содержанием в рудах. В целом, проблема металлогении нафтидов многогранна и затрагивает различные аспекты поиска, разработки скоплений, геохимии, нефтехимии и экологии.
Решению проблемы прироста запасов природных битумов, несомненно, могли бы способствовать особые условия лицензирования пер-
спективных территорий с выполнением исследований по оценке ресурсов и кондиций всех видов УВ-сырья.
Часть2.МЕЗО-КАЙНОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ АЛЖИРСКИХ АТЛАСОВ (территории малой и средней разведанности)
Глава 2.1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОБИТУМОНОСНОСТЬ
В геологическом отношении территория Алжирских Атласов изучена крайне неравномерно. Более 70% всей территории и в первую очередь западные и юго-западные земли (Высокие Плато, Сахарский Атлас) исследованы слабо. К районам средней изученности можно отнести центральные, юго-восточные и восточные районы.
Геологическое строение и распределение нефтегазоносности в осадочной толще северного Алжира изучалось М.М.Алиевым, Н.Аит Лау-сином, В.И.Высоцким, А.И.Летавиным, Р.Б.Сейфуль-Мулюковым, С. Augier, A.Be-lhamri, M.Bergheul, D.Boumane, R.Bracene, Z.Djerrommi, N.Haggagi, R. Perrier, T.Radja, C.Salle, G.Stahcu, N.Tewfik и др.
В стратиграфическом разрезе осадочной толщи выделяются отложения кайнозоя, мезозоя и фрагментарно палеозоя. Мезозойские породы мощностью до 12000 м, широкого литологического спектра распространены на большой части Атласов.
На территории Атласов расположены две геотектонические области с разновозрастным фундаментом и различной историей развития: альпийская (Тельская) складчатая зона и эпигерцинская платформа. Многочисленные разломы фундамента и дизъюнктивные нарушения осадочного чехла отражают блоковое строение Атласов. Предтельский прогиб субширотного простирания отделяет с юга альпийский складчатый пояс от эпигерцинской платформы.
Многочисленные нефте-, газо-, битумопроявления и единичные залежи установлены в широком стратиграфическом диапазоне мезо-кайнозоя.
На территории Атласов фиксируется определенная зональность в распространении нафтидопроявлений. Газопроявления более характер-
ны для нижнемеловых отложений зоны Мескиана, прогиба Тарф, юрской толщи Высоких Плато и кайнозоя впадины Шелиф. Битумопрояв-ления в породах кайнозоя широко распространены в Тельском Атласе, в бортовых участках Предтельского прогиба и впадины Шелиф. Обильные нефтепроявления и скопления нефтей в основном приурочены к породам среднего - верхнего мела Алжиро-Тунисского Атласа, эоцена Предтельского прогиба и миоцена впадины Шелиф.
Глава 2.2. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Существенный вклад в изучение пород, битумоидов и нефтей Северного Алжира внесли В.Н.Боровиков, Г.Н.Гордадзе, В.И.Тихомиров, M.Azier, E.Belhadj, M.Benaissa, L.Benamira, S.Bencheikh, H.Bouabdellah, A.Chaouche, M.Drid, Z.Djeroumi, C.Francois, H.Hadouche, H.Khelladi, H. Moulla, M.Roujani, C.Salle, R.Soulali.
Оценка перспектив нефтегазоносности Атласов выполнена с использованием геологических показателей, массовых и детальных геохимических исследований пород.
Информационные критерии массовых исследований базируются на данных экстракции и пиролиза пород (метод Рок-Эвал).
Для оценки доли лабильных компонентов в нефтегенерирующих породах (НГП) и аккумуляции эпигенетических УВ в коллекторах предложен дополнительный показатель - индекс содержания свободных углеводородов (Р'), определяемый в виде отношения свободных УВ к органическому углероду пород -
Выделение НГП и интервалов аккумуляции миграционных УВ в осадочной толще проводилось по результатам анализа геохимических профилей и графиков зависимости: HI-OI и HI-Tmax. В качестве вспомогательных коррелятивов использовались показатели термолиза деби-туминизированных пород - ДБП.
Детальное изучение УВ состава, с целью определения генетических связей и катагенной преобразованности ОВ и нефтей, выполнялось с помощью графиков распределения н-алканов С12-С40, легких УВ и
с учетом соотношения Pr/Ph. Катагенная преобразованность нефтей и
OB оценивалась комплексом показателей: Рг+РЬ/нСп + нС^ (КО; нСб / изоСб + ЦГ + МЦП (К2); Хксилолы/этилбензол (К3); м+п/о-ксилол (К4); нС1з-нС15/нС25-нС27 (К5); нС13-нС2о/нС2ГнСзо (К5').
На завершающем этапе детальные исследования проведены в форме послойной корреляции битумоидов и нефтей по составу н-алканов в предварительно выделенных стратиграфических интервалах осадочной толщи.
При оценке процессов миграции и сохранности УВ-скоплений в качестве дополнительной информации использовался состав сорбированных газов: содержание метана, его гомологов коэффициент сухости
С1/С2-С4, соотношение нС^иЗоС^ концентрационный ряд компонентов.
Прогноз фазового состояния выполнен по результатам пиролиза и показателям УВ-состава органического вещества пород. Оценка преоб-разованности УВ-систем определялась с учетом типа и уровня катагенеза ОВ материнских пород по графику Коннана-Кассоу в координатах и уточнялась по данным графика
Глава 2.3. КОМПЛЕКСНАЯ ДИАГНОСТИКА НЕФТЕГЕНЕРИРУЮЩИХ ПОРОД
Теоретические основы выделения нефтегенерирующих пород заложены в классических работах С.Г.Неручева, Н.Б.Вассоевича, А.Э. Конторовича. В данной главе рассмотрена методика комплексного, последовательного выделения нефтегенерирующих пород на обширных пространствах Атласов.
2.3.1. Геологические показатели НГП. Составлена схема и выполнен анализ соотношения между стратиграфическими интервалами наф-тидопроявлений и породами с повышенным содержанием сингенетично-го ОВ в разрезе мезо-кайнозоя.
Широкий стратиграфический диапазон распространения обогащенных ОВ глинистых и глинисто-карбонатных пород (мел - неоген) фиксируется на территории впадины Шелиф и Предтельского прогиба. В Алжиро - Тунисском Атласе он, в основном, ограничен отложениями мелового возраста.
В миоцене и олигоцене впадины Шелиф преобладают грубообломоч-иые породы, светлые мергели и аргиллиты, а накопление темных карбонатов и черных сланцевых глин фиксируется лишь на локальных участках.
В центральных Атласах генерация УВ в основном связана с глинисто-карбонатными породами нижнего и верхнего мела Предтельского прогиба. В восточных районах наибольший интерес представляют глинистые мергели мелового возраста (неоком, апт, альб, сеноман, турон), накапливавшиеся в прогибе Тарф.
На территории Атласов битуминозные, в основном глинисто - карбонатные породы, отличаются переменной мощностью, литологической неоднородностью, частым фациальным замещением, что объективно осложняет выделение НГП в осадочном разрезе.
2.3.2. Оценка НГП по данным массовых геохимических исследований. По результатам массовых геохимических анализов построены геохимические профили и проанализирована динамика изменения характеристических показателей в разрезе мезо-кайнозоя.
На территории Сахарского Атласа и Высоких Плато более благоприятными показателями отличаются отложения мальма в структурных зонах Резала, Хамара и отложения лейаса в зоне Надор: Сорг.=0,6-3,8%, РР=2-5,8 кгУВ/т.пород.
На территории впадины Шелиф особого внимания заслуживают темно-серые и черные известняки сеномана и Маастрихта. Отложения олигоцена отличаются пониженными значениями Сорг. (0,1-0,8%), РР (0,5-1,3 кг.УВ/т.пород) и субокислительными обстановками диагенеза ОВ. В миоцене нефтематеринские породы выделяются в структурной зоне Рабле (Сорг.=0,9-2,6%, РР=2-5,7 кг.УВ/т.пород) и прогнозируются в прогибе Хабра. В нижнемиоценовых коллекторах фиксируется накопление аллохтонных битумоидов.
В Предтельском прогибе выделяются черные битуминозные глины сеноман-турона центральной и северной бортовых зон (Сорг.=3-4%, РР=12-20 кг.УВ/т.пород, Тmах=435-445°). В глинисто-карбонатных про-пластках миоцена возможна ограниченная генерация УВ в северной бортовой зоне: Сорг=1,1-2,6%, РР=0,8-1,9 кг.УВ/т.пород.
На территории прогиба Тарф и Алжиро-Тунисского Атласа заметно улучшается весь комплекс геохимических показателей в породах сред-
него мела. Генерация УВ в меловых отложениях (Тmах=43 0-460°). обеспечивается ОВ смешанного типа, водородный индекс возрастает до 200600 кг.УВ/г Сорг., значения Р' - до 2-16.
На втором, рекогносцировочном, этапе работ ориентировочно намечены стратиграфические интервалы, представляющие интерес как интервалы вероятного залегания материнских пород.
2.3.3. Локализация НГП по комплексу углеводородных показателей. Анализ генетических связей в системе: «ОВ-нефть» позволил в предварительно намеченных интервалах Восточных Атласов выделить прослои собственно нефтегенерирующих пород.
Комплексная корреляция выполнена по составу легких углеводородов С5-С8 (аренов, алканов, цикланов) и среднемолекулярных н-алканов Сп-Сз5.
Характеристические показатели: н-алканы/изоалканы, арены / алканы, ЩГ/ЩП изменяются в узких пределах: 0,74-0,81; 0,13-0,14 и 0,75-0,95.
В нефтях и термолизатах меловых пород зоны Неменча распределение углеводородов С5-Св единообразно с отчетливыми максимумами в содержании легких н-алканов и метилзамещенных цикланов. По ряду критериев (ксилолы/этил бензол, м+п/о-ксилол) фиксируется генетическая связь меловых нефтей с ОВ одновозрастных глинисто-карбонатных пород.
Послойная корреляция битумоидов и нефтей в широком стратиграфическом интервале меловой толщи позволяет выделить глинистые известняки сеноман-турона в качестве собственно нефтегенерирующих пород юго-восточной зоны Алжиро-Тунисского Атласа. Генерационный потенциал в локальных прослоях повышается до 40-46 кг.УВ/т.породы, содержащие Сорг. - до 5-8%.
Глава 2.4. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕНОСНОСТИ
2.4.1. Оценка процессов миграции и сохранности скоплений.
Миграционное перераспределение флюидов в осадочном разрезе прослеживается в средне-верхнеюрских отложениях Сахарского Атласа и Высоких Плато, в нижнемеловых отложениях Предтельского прогиба, в палеоген-неогеновой толще впадины Шелиф, в меловых породах прогиба Тарф и Алжиро-Тунисского Атласа.
Поступление легких УВ по дизъюнктивным нарушениям в неогеновые породы впадины Шелиф из отложений мезозоя сопровождалось образованием чрезвычайно легких нефтей с низким содержанием гетероатомных компонентов (<0,5%), а в аллохтонных битумоидах - перемещением максимума распределения н-алканов.
В Предтельском прогибе прослеживаются различия в углеводородном составе неогеновых и меловых битумоидов. Повышенное содержание легких фракций (58%) в неглубокозалегающей нефти Уэд-Гетерини (400-450 м) позволяет предполагать поступление УВ в эоценовые отложения из меловой толщи.
На территории Восточных Атласов условия залегания нефтяных скоплений Герпоит Кихал (GKN) и Джебель Оннг (ДК) явились причиной определенных (не генетических) различий в их составе. По комплексу геохимических критериев сенонская нефть Джебель Оннг является менее превращенной По показателю НС13-НС15/11С25-НС27 (Ал.А.Петров, 1984) нефть GKN относится к третьей, а нефть Дк - ко второй группе единого типа А1.
В южном направлении сокращается интенсивность и стратиграфический диапазон вертикальной миграции УВ. В сорбированных газах возрастает содержание тяжелых углеводородов (с 3 до 40%) и снижается соотношение н-бутан/изобутан до 0,8-1,2. Эти изменения хорошо согласуются с уменьшением в южном направлении катагенеза ОВ до оптимального уровня. По составу ОВ, нефтей и сорбированных газов наибольшие перспективы сохранения нефтяных скоплений связаны с меловыми породами структурной зоны Неменча.
2.4.2. Прогноз фазового состояния УВ-скоплений. В основу рекогносцировочного прогноза фазовых состояний УВ-скоплений положены показатели пиролиза и УВ-состава битумоидов.
На территории Высоких Плато органическое вещество карбона преобразовано до переходной стадии генерации жирных и сухих газов (1АТ=3,5-4,0), ОВ юры находится в интервале «нефтяного окна» (Ттах=440-465°С). В среднеюрских породах Сахарского Атласа терри-
тория генерации жирных газов расширяется в северо-восточном направлении и охватывает структурные зоны Резала и Айн Махди.
Породы палеогена впадины Шелиф достигли этапа генерации нефти. По составу н-алканов, показателям К], Рг/нС^, РИ/нС^ в мезозое впадины Шелиф возможно образование легких нефтей и конденсатов.
По уровню преобразованности ОВ нижнемеловые породы центральной тектонической зоны Предтельского прогиба соответствуют зоне «нефтяного окна». На востоке Предтельского прогиба сокращается область прогнозируемой нефтеносности среднемеловых пород.
На территории Алжиро-Тунисского Атласа и прогиба Тарф породы юры и неокома достигли этапа газообразования, а процессы нефтеобра-зования могут протекать лишь на юге тектонической системы Оррис-Заб. Уровень катагенеза ОВ среднемеловых отложений в основном соответствует главной зоне нефтеобразования.
После предварительной оценки катагенной преобразованности ОВ пород методом Рок-Эвал, уровень эволюции УВ-флюидов в мезо - кайнозойской толще Атласов уточнялся с использованием графиков: Коннана-Кассоу в координатах Рг/нС^РЬ/нС^, зависимости изопреноидного коэффициента К| от Тmах и показателя распределения н-алканов - К5.
В меловой толще Восточных Атласов эволюция УВ-состава флюидов соответствует оптимальному уровню для нефтяных систем и частично - систем переходных фазовых состояний
В мезозое Западных Атласов органическое вещество преобразовано до позднего мезокатагенеза (МК4-МК5), а в УВ-составе битумоидов заметно увеличивается концентрация н-алканов (К1=0,2-0,5).
По комплексу геохимических критериев (содержанию, типу, уровню преобразоватюсти ОВ и нефтей) на территории Атласов вероятно образование:
- в меловых отложениях восточных районов нефтей широкого качественного состава и вторичных конденсатов;
- в мезо-кайнозойской толще западных районов легких нефтей, жирных газов и первичных газоконденсатов.
Глава 2.5. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АТЛАСОВ
В основу оценки перспектив положена карта преобразования ОВ мезо-кайнозойских пород с выделением флюидопродуцирующих пород и зон генерации УВ различного фазового состояния.
Наиболее благоприятными условиями генерации и сохранения УВ-скоплений характеризуются сеноман-туронские и нижнесенонские породы зон Неменча и Елма Лабиод Алжиро-Тунисского Атласа. На юге данной зоны возможно формирование скоплений переходных фазовых форм: газонасыщенных нефтей и вторичных конденсатов. Меловая толща пород прогиба Тарф с пониженным содержанием высокопреобразо-ванного ОВ гумусового типа является зоной преимущественного газообразования.
На востоке Предтельского прогиба генерация нефтей прогнозируется в погруженных меловых отложениях впадин Ходна и М'Сила, а в неогеновых отложениях только в северной бортовой зоне.
На обширных, малоизученных пространствах юго-западных Атласов можно только ориентировочно наметить ряд благоприятных, для нефтеобразования, территорий и стратиграфических интервалов: отложения мальма - в тектонических зонах Резала, Хамара, лейаса - в зоне Надор.
На территории впадины Шелиф наибольшие перспективы поиска флюидов широкого фазового спектра связаны с северо-восточными, центральными и юго-западными районами.
Часть 3. НИЖНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ БАЛТИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ (территория средней разведанностн)
Глава 3.1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕБИТУМОНОСНОСТЬ
Основные особенности геологии и нефтеносности Балтийской синеклизы рассмотрены в работах НА.Кудрявцева, В.М.Сенюкова, Г.Х. Дикенштейна, Е.М.Люткевича, Л.Б.Паасикиви, П.Я.Сувейздиса, К.А.
Сакалаускаса, Н.М.Руховца, В.Н.Ярошенко, С.П.Максимова, В.А. Муромцевой.
Глубина залегания дорифейского фундамента в осевой зоне достигает 3-5 км. Осадочный разрез выполнен породами палеозоя (от нижнего кембрия до верхней перми) и мезо-кайнозоя. На значительной территории девонские и нижнекаменноугольные отложения размыты.
В пределах Балтийской синеклизы выделяются впадины: Предлие-пайская (Приекульская), Куршская. Гданьская, из них первые две разделены Лиепае - Кулдигским (Тельшяйским) валом. На юге синеклизы расположен Калининградский вал субширотного простирания.
Геофизическими работами выявлено свыше 60 локальных поднятий, в основном брахиантиклинального типа с амплитудами до 90-100 м, которые по кровле силура и более молодых горизонтов резко выполажива-ются.
Твердые битумы в породах кембрия, ордовика и силура встречены в форме асфальтов и асфальтитов. В палеозойской толще Балтийской си-неклизы выделено шесть нефтеносных горизонтов в стратиграфическом интервале от среднего кембрия до нижнего девона. Основными продуктивными отложениями являются среднекембрийские кварцевые песчаники. Карбонатные породы ордовика и силура занимают подчиненное положение.
Глава 3.2. ИСТОЧНИКИ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ
3.2.1. Основные положения исследований. Закономерности размещения нефтяных месторождений в нижне-среднепалеозойской толще Балтийской синеклизы в значительной степени обусловлены спецификой накопления и преобразования исходного ОВ пород и нефтей. Данные вопросы рассмотрены в работах Т.А.Ботневой, И.С.Гольдберга, СИ. Головановой, Н.Н.Гурко, В.В.Ильинской, Е.Ф.Кадунене, Г.М. Парпаровой, Е.А. Рогозиной, К.А.Сакалаускаса, С.П.Максимова, К.Ф. Родионовой, Т.В.Шварца и других исследований.
Геохимическая обстановка осадконакопления на стадии диагенеза оценивались по соотношению форм железа. Учитывалось содержание и
степень преобразованности OB, состав его битумоидных и газовых компонентов, углеводородный и изотопный составы нефтей.
Нижнепалеозойские отложения Прибалтики отличаются благоприятным сочетанием региональных факторов нефтеообразования (выдержанным сапропелевым типом ОВ, длительным устойчивым погружением), позволяющим более рельефно оттенить влияние локальной составляющей (коллекторские, термобарические показатели) в образовании нефтей с различными физико-химическими параметрами.
3.2.2. Состав и количественная характеристика органического вещества. Восстановительная геохимическая обстановка осадконакоп-ления господствовала в среднем - верхнем кембрие и нижнем силуре, где значения коэффициента восстановленности возрастают до 0,6-0,7 и заметно снижаются потери исходного ОВ. Высокое содержание Сорг. (26%) фиксируется в глинах и аргиллитах среднего кембрия, нижнего силура и верхнего ордовика. Концентрация хлороформенных битумоидов в породах изменяется в широких пределах:
Катагенез ОВ кембрийских пород на юго-востоке Балтийской си-неклизы соответствует стадии в наиболее погруженных юго-
западных районах повышается до
В газовой фазе ордовикских сланцев (кукерситов) и особенно нижнесилурийских граптолитовых сланцев лландоверийского яруса (З^п) заметно возрастает доля тяжелых углеводородов (до 25-57%, соответственно). Катагенез органического вещества силурийско-ордовикских пород возрастает в юго-западном направлении до Формирование карбонатных осадков ордовика на большей части синеклизы, за исключением её центральной зоны, протекало в мелководных, субокислительных условиях.
В пермских отложениях доминирует ОВ гумусово-сапропелевого типа, находящееся на ранней стадии эволюции (ПК).
3.23. Выделение нефтематеринских пород. Детальные исследования С.П.Максимова, В.В.Ильинской, С.И. Головановой и др. указывают на сингенетичность нефтей одновозрастным породам в кембрийских, ордо-
викских и силурийских интервалах палеозоя. Данными исследователями выполнена корреляция УВ-состава нижнепалеозойского ОВ и нефтей.
Генетическая связь нефтей с одновозрастным ОВ подтверждается единой динамикой распределения н-алканов С21-С31 и близкими соотношениями Pr/Ph. По результатам оценки генетической связи нефтей и ОВ палеозоя О.К.Зданавичюте и Е.Ф.Кадунене выделяют в Балтийской синеклизе три комплекса материнских пород: темно-серые аргиллиты и алевролиты кембрия мощностью до 100 м с содержанием Сорг. до 3,4%, темно-серые и черные аргиллиты ордовика мощностью до 50 м (Сорг. до 12,9%, среднее - 3,2%), темноцветная терригенно-карбонатная толща силура с содержанием Сорг. до 16,5% (среднее 1%).
Различия генотипов нефтей подтверждаются результатами исследований Т.А.Ботневой, О.К.Зданавичюте, В.В.Ильинской, Р.Г.Панкиной и др.
3.2.4. Показатели формирования залежей. К герцинскому времени относится основной этап образования ловушек. Формирование нефтяных залежей Прибалтики происходило в позднегерцинское и альпийское время. Именно к этим этапам относится проявление наиболее интенсивных тектонических движений на юго-западе Балтийской синеклизы.
Выделяются две группы залежей: более древние и частично разрушенные скопления Калининградского вала и молодые (позднеальпий-ская фаза тектогенеза) скопления Гаргждайской зоны. Во второй группе перераспределение флюидов полностью еще не завершено, что подтверждается отсутствием четких ВНК и обширной (до 30 м) переходной зоной ниже замков локальных поднятий.
Существенное влияние на размещение залежей и состав нефтей оказали первоначальные различия в уровне преобразованности исходного ОВ пород по площади Балтийской антеклизы. Формирование залежей Калининградского вала в субширотной цепочке структур: Ладушкин-ская - Гусевская происходило в результате латеральной миграции из более погруженных юго-западных кембрийских отложений, что, в целом, согласуется с изменением параметров нефтей.
Многократное, прерывистое формирование нефтяных скоплений в течение длительного геологического времени подтверждается нахождением в кровле нефтяных залежей твердых битумов, образование которых связано с разрушением палеозалежей: Ушаковское, Гусевское, Кулдигское месторождения.
Глава 3.3. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕЙ
Анализ изменения нефтей по площади и разрезу палеозоя выполнен с целью уточнения перспектив нефтеносности Балтийской синеклизы.
3.3.1. Общая характеристика и систематизация. Исследования автора, выполненные им совместно с А.И.Богомоловым, К.А. Сакалау-скасом, В.Ф.Васильевой и др. являются одним из первых научных работ по геохимической систематизации прибалтийских нефтей. Детальные исследования Н.И.Гурко, Л.Ф.Стёпиной, В.К.Шиманского, В.Р. Анкудино-вой, Т.А.Ботневой, В.И.Ильинской, О.К.Зданавичюте, О.С.Арефьева, П.А. Рудченко и других позволили выявить ряд важных особенностей в составе нефтей Прибалтики.
Плотность прибалтийских нефтей изменяется от 800 до 940 кг/м3 и в основном снижается с возрастом продуктивных отложений. Содержание серы составляет всего 0,05-0,9%, концентрация твердых парафинов изменяется от 0,2 до 10,0%, в углеводородном составе доминируют ал-каны (60-80%).
По общим показателям выделяются три группы нефтей. Легкие нефти I группы с высокой парафинистостью (5,6-10%) и высокой концентрацией легких алканов (62-74%) встречены в кембрие наиболее погруженной зоны синеклизы. Вторая и третья группы, отличающиеся постепенным увеличением плотности (соответственно до 870 и 920 кг/м3), смолистости и снижением концентрации твердых парафинов (до 3,6-1,0) выявлены в юго-восточных и центральных районах. Более тяжелые нефти III группы с пониженной концентрацией легких алканов (52-56%) характерны для ордовика и силура.
3.3.2. Изменение нефтей по площади, разрезу и показатели преобразования УВ. Плотность нефтей заметно возрастает вверх по разрезу (кембрий - девон): с 805 до 936 кг/м3.
Анализ изменения параметров нефтей по площади Балтийской си-неклизы выполнен с помощью субмеридиональных и субширотных геохимических профилей. Значения коэффициента катагенеза - КСб В.К.Шиманского (нСб/изоСб + ЦГ+МЦП) возрастают в кембрийских нефтях юго-западной зоны Балтийской синеклизы: с 0,59 (Гусев) до 0,81,0 (Ладушкинское, площадь С-9). Повышенный катагенез кембрийских нефтей подтверждается преобладанием в их составе нормальных алка-нов (н-алканы/изоалканы =1,37-1,42), повышенным соотношением мо-но/дизамещенные алканы (1,7-2,8). В составе изопреноидов доминирует пристан (изоС1<>/изоС2о=1,4-2,2).
Полученные данные указывают на генерацию нижнепалеозойских нефтей Прибалтики катагенно-преобразованным сапропелевым ОВ (с различной долей углеводно-белковых примесей), эволюция которого в диагенезе проходила в слабовосстановительных условиях.
Определяющее влияние исходного сапропелевого ОВ на состав среднекембрийских нефтей Балтийской синеклизы отчетливо фиксируется при их сопоставлении с нижнекембрийскими нефтями Сибирской платформы. Несмотря на определенные различия геологической истории данных территорий, доминирующая роль нижнепалеозойского сапропелевого ОВ выразилась в близком характере распределения изопреноидов Сц-Сго и существенном преобладании алканов над цикланами.
Глава 3.4. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ НА СОСТАВ НЕФТЕЙ И ПОПУТНЫХ ГАЗОВ
Корректирующее влияние вторичных геологических факторов на состав прибалтийских нефтей и попутных газов проявляется весьма отчетливо.
Взаимосвязь между условиями залегания скоплений (гипсометрическими, температурными, коллекторскими) и параметрами нефтей подтверждается результатами корреляционного анализа.
С возрастанием пластовых температур (с 22 до 90°С), глубин залегания и ухудшением коллекторских свойств пород снижается плотность нефтей, повышается их газонасыщенность, содержание легких фракций и низкомолекулярных алканов. Ухудшение коллекторских свойств кем-
брийских песчаников в Гаргждайской зоне предопределило образование легких нефтей миграционно-фильтрационного типа с полным отсутствием асфальтенов и повышенным содержанием легких фракций.
В пределах Калининградского вала отчетливо фиксируется влияние глубин залегания и пластовых температур на газонасыщенность нефтей и состав попутных газов. В западном направлении, с повышением глубин залегания с 1950 до 2600 м и пластовых температур с 63°С до 91°С, возрастает барический показатель нефтенасыщенности - Рнас/Рпласт. -с 0,1 до 0,65, газосодержание - с 12 до 240 м3/т. Одновременно, в составе газов резко снижается концентрация азота (с 20 до 4%) при одновременном увеличении соотношения н-бутан/изо-бутан с 1,6 до 2,7. Выявленные изменения нефтей и попутных газов связаны с процессами интенсивной дегазации и биодеградации нефтей на востоке Балтийской синеклизы.
Глава 3.5. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕНОСНОСТИ ПРИБАЛТИКИ
Критический анализ имеющейся информации позволяет рассматривать сапропелевый состав исходного ОВ и длительное, устойчивое погружение нижнепалеозойских отложений в качестве двух благоприятных факторов реализации процессов нефтеобразования в умеренных термобарических условиях. В условиях определенного компенсационного замещения температурного воздействия на ОВ длительным временем погружения, генерация УВ началась уже на переходной стадии и достигла максимума на стадии
На позднегерцинском и альпийском этапах тектогенеза в процесс нефтеобразования последовательно вовлекались обогащенные органическим веществом породы кембрия, ордовика и силура, причем в наибольшей степени генерационный потенциал реализован среднекембрий-скими аргиллитами, достигшими стадии катагенеза в юго-
западных районах Балтийской синеклизы.
В восточном и северо-восточном направлениях, параллельно с уменьшением катагенеза ОВ и локализаций процессов нефтеобразова-ния на отдельных, более погруженных участках, интенсивность генерации УВ постепенно снижалась.
Помимо пониженного уровня преобразованности исходного ОВ (ПК-МК[), лимитирующим фактором нефтеобразования в ордовике и силуре явилось негативное влияние окислительных процессов в диагенезе, сопровождавшееся повышенным расходом ОВ и образованием бедных НМЛ.
Комплексный геолого-геохимический анализ, выполненный с учетом данных по нефтеносности, условиям залегания скоплений, составу нефтей и газов, источникам их генерации - позволяет провести районирование территории Прибалтики по степени перспектив нефтеносности.
К высокоперспективной территории поиска легких нефтей в средне-верхнекембрийских песчаниках относится обширная, юго-западная зона Балтийской синеклизы, включающая прилегающий шельф Балтийского моря. В северо-восточном направлении, одновременно с расширением стратиграфического диапазона нефтеносности заметно
ухудшаются качественные показатели нефтей.
Восточнее, в центральной части Балтийской синеклизы простирается обширная малоперспективная территория, где в отложениях ордовика и силура возможно обнаружение небольших по запасам тяжелых, смолистых нефтей.
Северо-восточная бортовая зона Балтийской синеклизы и южный склон Балтийского щита в основном неблагоприятны для поиска нефтяных скоплений. Лимитирующими факторами генерации и сохранения УВ являются небольшие глубины и низкие пластовые температуры палеозойских пород. На данной территории полностью изменяются особенности накопления и состав каустобиолитов: нефтяные скопления постепенно замещаются твердыми битумами и горючими сланцами, последние из которых на юге Балтийского щита (Эстония) становятся основным видом горючих ископаемых.
Часть IV. ВЕРХНЕ-СРЕДНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮГО-ЗАПАДНОГО ПОГРУЖЕНИЯ ВОЛЖСКО-КАМСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (территория высокой разведанности)
Территория Среднего Поволжья, где сосредоточены скопления наф-тидов широкого фазового и качественного диапазона - от тяжелых неф-
тей и природных битумов до газов и газоконденсатов, представляет собой естественный полигон для апробации методики анализа и прогнозирования нафтидоносности на обширных пространствах Урало-Поволжья.
Глава 4.1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕНОСНОСТИ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Геологическое строение палеозойской толщи юго-западного погружения Волжско-Камской антеклизы изучалось сотрудниками Волжского отделения ИГиРГИ: А.А.Александровым, В.Н.Андреевым, В.Д. Голо-довкиным, Б.З.Даниеляном, Л.З.Егоровой, С.С.Коноваленко, С.И. Новожиловой, В.А. Поляковым, С.В. Сатаровым, Е.Г.Семеновой, Е.Я. Суро-виковым.
Осадочная толща в основном выполнена породами девона, карбона и пер ми. Мощность осадочного чехла изменяется от 1500 м - на Жигу-левско-Пугачевском своде до 5500 м - в наиболее погруженной части Бузулукской впадины.
По тектонической схеме ИГиРГИ здесь выделяется 5 структур первого порядка: Бузулукская и Мелекесская впадины, Сокская седловина, Жигулевско-Пугачевский и Южно-Татарский своды. В центральной части области выявлена погребенная Волго-Сокская палеовпадина, с которой связаны девонские грабенообразные прогибы. В пределах Камско-Кинельской системы прогибов возрастают толщины нижневизейских тер-ригенных отложений карбона и соответственно - количества пластов. Средние амплитуды локальных поднятий достаточно стабильны (36-53 м).
Осадочная толща подразделяется на восемь литолого - стратиграфических комплексов пород, в которых выявлено свыше 900 залежей углеводородов.
По итогам многолетних работ предложены две альтернативные точки зрения на источники и процессы нефтегазонакопления.
Геохимические исследования позволили С.Я.Вайнбауму, М.И. Зай-дельсону, Н.А. Копровой выделить два нефтепроизводящих комплекса: живетско-пашийский и нижнекаменноугольный, а формирование средне
- верхнекаменноугольных скоплений связывалось ими с вертикальной миграции УВ из терригенной толщи нижнего карбона.
По мнению К.Б.Аширова многопластовые нефтяные месторождения Среднего Поволжья сформированы исключительно за счет ОВ глинисто-карбонатных пород доманиковой фации верхнего девона в альпийскую фазу тектогенеза. При анализе балансовой стороны процессов НТО и НГН в Урало-Поволжье Г.И.Сверчков, Г.Амосов, М.И. Зайдель-сон, Е.С.Ларская показали, что на долю доманика приходится более 80% всех поступивших в коллекторы углеводородов.
На современном этапе геолого-геохимической изученности становится возможным анализ: межпластовых перетоков (на этапе переформирования скоплений), миграционных процессов в одновозрастных отложениях и отдельных залежах, прогноз фазово-генетических типов УВ-скоплений с применением широкого спектра показателей; систематизация нефтей и газов; количественно-качественный анализ нефтеносности (выявление взаимосвязи между запасами и параметрами нефтей); оценка перспектив поиска скоплений природных битумов.
Решение данного круга вопросов выполнено с помощью показателей, наиболее полно характеризующих состав газонефтяных систем (ГНС) в недрах: дегазированные нефти (физико-химические параметры, состав УВ С10-С40) - растворенные газы (метан, Т.У, азот) - пластовые нефти (УВ При доминирующей роли биодеградации нафтидов
комплекс рекомендуемых геохимических критериев достаточно обширен. При определяющем влиянии физических процессов (дегазации и выноса легких УВ) он сокращается и включает показатели функционально связанные с диффузионно - сорбционными различиями отдельных компонентов ГНС.
Глава 4.2. АНАЛИЗ И ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УВ-СИСТЕМ
Зональный прогноз типов УВ-залежей выполнен по комплексу термобарических, палеогеотермических и геохимических показателей.
4.2.1. В палеозойском разрезе отчетливо прослеживается зональное размещение скоплений по фазовому состоянию нафтидов.
В юго-восточном направлении прослеживается постепенное увеличение палеотемператур девонско-каменноугольных пород: от 70 до 200°С и соответственно - степени катагенеза ОВ: от ПК до МК4.
Нефтяные скопления выявлены в продуктивных пластах девонско-каменноугольной толщи пород, газоконденсатные - только в пластах эйфельско-живетского возраста, газонефтяные и газовые - в артинских, кунгурских и казанских пластах нижней и верхней перми.
Газонефтяные системы терригенного девона отличаются высоким газосодержанием (80-460 м3/т). В нижнем и среднем карбоне, на фоне постепенного снижения пластовых давлений, температур и увеличения плотностно-вязкостных показателей нефтей, их газосодержание снижается до 5-100 м3/т, барический коэффициент газонасыщения - до 0,15-0,45.
В девонских отложениях Борской депрессии и восточного участка Жигулевско-Самаркинских дислокаций прогнозируются скопления чрезвычайно легких, "летучих" нефтей с плотностью менее 800 кг/м3. На остальной территории верхнедевонские и каменноугольные отложения приурочены к зоне стабильного развития нефтяных и локального распространения газонефтяных скоплений.
Формирование газонефтяных скоплений, по схеме предельного газонасыщения нефтей (Рнас.=Рпласт.) на структурно-приподнятых участках, прогнозируется в нижнефранских отложениях юго-восточного склона Жи-гулевско-Пугачевского свода, в каменноугольных отложениях западных районов Жигулевско-Самаркинской и Кулешовской дислокаций.
Для поиска свободных газов в пермских отложениях наибольший интерес представляет восточный участок Бузулукской впадины, где сохранность газовых скоплений обеспечивается высокоэффективными соленосными покрышками казанского и кунгурского ярусов.
4.2.2. Девонские отложения Бузулукской впадины относятся к числу перспективных территорий Урало-Поволжья, где на глубинах 3,05,5 км, выявлено более 80 скоплений нафтидов различных по их фазовым состояниям.
В юго-восточном направлении, в сторону регионального погружения девонских отложений, пластовые температуры и давления возрас-
тают: в верхнем девоне до 90°С - 40 МПа, в среднем девоне до 107°С -55 МПа, плотность нефтей снижается (805-830 кг/м3), газосодержание достигает 200-400 м3/т, барический коэффициент газонасыщения -Рнас/Рпласт (БКН) - превышает 0,7.
Размещение УВ-скоплений по фазовому состоянию в целом соответствует палеотемпературному режиму девона с максимумом палео-температур 150-200°С (МК3-МК4).
По характеристическим показателям легких УВ нефтей цикланы/арены (0,24-0,33) арены/алканы (0,08-0,12), (0,26-0,46) -
среднедевонские флюиды соответствуют группе нефтей и вторичных конденсатов, а по ряду показателей - ЦГ/МЦП (1,3-2,4), беизол/нСб (0,07-0,34) - они близки к переходным (нефть-газ) формам нафтидов, генезис которых связан с зоной умеренного мезокатагенеза (В.А. Чахмахчев, Т.Л.Виноградова и др., 1996,1998; М.Д.Штор,В.А.Белерова и др., 1986).
Фазовая дифференциация в размещении нафтидов подтверждается составом попутных газов, систематизированных по методу В.И. Старосельского. В верхнедевонских отложениях при суммарной концентрации тяжелых УВ (С2-С4) на уровне 30-64%, соотношение С2/С3 составляет 0,30-1,05, в среднедевонских - 16-20% и 1,7-1,9, соответственно. По графику зависимости коэффициента газоносности и концентрации тяжелых УВ, доля газов в суммарных УВ-ресурсах прогнозируется в нижне-франских отложениях на уровне <14%, в эйфельско-живетских ¿58%.
По комплексу критериев в верхнем девоне Бузулукской впадины прогнозируется развитие нефтяных скоплений. В среднем девоне, наряду с нефтяными, возможно образование нефтегазоконденсатов и вторичных конденсатов.
Глава 4.3. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СИСТЕМ
НА ПОСТФОРМИРУЮЩЕМ ЭТАПЕ СУЩЕСТВОВАНИЯ
месторождений
Процессы перераспределения УВ в осадочной толще, активизирующиеся на этапе неотектогенеза, могут существенно изменять качественную (состав нафтидов) и количественную (запасы) составляющие первоначального состояния нефтеносности территорий.
4.3.1. Дифференциация нефтей и растворенных газов в залежах. Развитие многих теоретических положений нефтяной геологии и геохимии в значительной степени определяется детальностью проработки информации в отдельных залежах, чему в настоящее время уделяется явно недостаточное внимание.
Ранее выполненными работами А.А.Карцева, А.Г.Габриэляна, B.C. Мелик-Пашаева, Н.А.Еременко, С.П.Максимова, И.И.Нестерова, А.В. Рылькова выявлены основные причины неоднородности нефтей в залежах Предкавказья, Урало-Поволжья и Зап.Сибири.
С целью дальнейшего изучения проблемы проведено комплексное изучение динамики изменения нефтей и растворенных газов в пределах ряда залежей живетского, франского, турнейского, визейского и башкирского ярусов Среднего Поволжья.
Анализ состава газонефтяных систем позволяет выделить три типа их дифференциации.
Первый, «классический» тип дифференциации, обусловленный совместным влиянием гравитации и биохимического воздействия прикон-турных вод, получил распространение в терригенных пластах франского яруса. От сводовой к приконтурной зонам постепенно возрастает - плотность нефтей и концентрация асфальтенов, снижается - газосодержание и выход легких фракций. Присводовые зоны залежей I типа часто обогащены метаном и его гомологами приконтурные - азотом, что указывает на начавшиеся процессы гипергенного разрушения ГНС со стороны ВНК.
В залежах второго типа, более распространенных в карбонатных коллекторах башкирского яруса, УВ-флюиды определенного состава локализованы на отдельных участках. Гравитационное влияние слабо прослеживается лишь для крайних, по молекулярным весам, компонентов ГНС: метана и асфальтенов. Для данной группы залежей характерна миграционная связь присводовых зон с вышезалегающими пластами и частичная цементация приконтурного слоя вторичным кальцитом. «Миграционное окно» перетока легких УВ в вышерасположенные пласты фиксируется по направленному снижению коэффициента распределения (КРту) попутных газов
В залежах третьего типа, выявленных в среднем девоне, аномальная динамика изменения ГНС по площади обусловлена современным поступлением более преобразованных флюидов. В юго-восточной крыльевой зоне залежей фиксируется снижение плотности нефтей, увеличение газосодержания, в попутных газах - метана, КРту, соотношения н-бутан/изобутан, а в пластовых пробах - соотношения ЦГ/МЦП и коэффициента катагенеза
Значительный диапазон изменения параметров нефтей и газов в пределах залежей всех трех выделенных групп требует более обоснованного подхода к выбору геохимического «паспорта» залежи - основы для последующих региональных обобщений.
4.3.2. Особенности реализации вертикального массопереноса УВ в палеозойском разрезе многопластовых месторождений. Анализ изменения нефтей и растворенных газов в стратиграфическом разрезе месторождений Бузулукской впадины, Южно-Татарского и Жигулевско-Пугачевского сводов указывает на неравномерную роль вертикальной миграции в отдельных интервалах палеозойского разреза и позволяет охарактеризовать качественную сторону миграционной связи пластов -интенсивность их флюидосообщаемости.
Перераспределение основной массы средне- и высокомолекулярных УВ нефтей проявляется в узком стратиграфическом диапазоне, чаще - в пределах двух, реже - трех и более продуктивно-смежных пластов. Перераспределение газовой составляющей ГНС, в первую очередь метана, может охватывать значительную часть осадочного разреза.
По степени миграционной связи пластов выделено несколько видов межпластовых перетоков. Наиболее тесная связь пластов, с максимальным уровнем флюидосообщаемости и близким составом газонефтяных систем, отмечается в «парных» залежах пашийского (пласты ДП-Д!) и кизеловско-бобриковского (пласты В]-Бг) горизонтов, где миграционные перетоки фиксируются особенно отчетливо.
Миграционная разгрузка залежей в стратиграфическом разрезе северного борта Бузулукской впадины, сопровождающаяся образованием газовых скоплений в пермских отложениях, хорошо трассируется оста-
точным накоплением в каменноугольных ГНС легких н-алканов С4-С5 при одновременном снижении их суммарного газосодержания.
Устойчивое повышение концентрации легких н-алканов Сю-Сп в девонских нефтях многопластовых месторождений соответствует более жестким термобарическим условиям их залегания. В то же время, в узком стратиграфическом диапазоне смежных пластов (Д11 - Д1, А4 - Аз) часто фиксируется миграционное обогащение легкими УВ верхних пластов.
В палеозойском разрезе наибольшее распространение получили месторождения с залежами в одном комплексе пород, что подчеркивает ограниченное влияние вертикальной миграции УВ в размещении промышленной нефтеносности.
По сумме геолого-геохимических показателей миграционная связь между литолого-стратиграфическими комплексами, в отличие от продуктивно-смежных пластов, не является доминирующим фактором, определяющим характер размещения нефтяных скоплений в палеозое Среднего Поволжья.
4.3.3. Направленность изменения УВ-флюидов в продуктивных пластах. Анализ изменения газонефтяных систем проведен по площади регионально нефтеносных пластов: Д1 пашийского горизонта верхнего девона и Бг-С1 бобриковского горизонта нижнего карбона.
В пласте Д1 определяющее влияние принадлежит тектоническому фактору. Легкие, маловязкие, газонасыщенные нефти приурочены к линейным дислокациям субширотного простирания: Большекинельской и Жигулевско-Самаркинской. Участки повышенного содержания тяжелых УВ в попутных газах в целом контролируются площадью распространения легких, маловязких нефтей, что указывает на геохимическую связь низкомолекулярных УВ нефтей с тяжелыми гомологами метана в единой пластовой газонефтяной системе.
Изменение нефтей в пашийских отложениях определяется процессами переформирования залежей, при которых дополнительные объемы менее сорбируемых легких УВ мигрировали из расформированных залежей в структурно-приподнятые зоны.
Размещение ГНС различного состава в пласте Бг-С1 имеет принципиально иную направленность. С погружением бобриковских отложений в юго-восточном направлении постепенно снижается плотность и вязкость нефтей, в попутных газах возрастает доля УВ и уменьшается концентрация азота. В связи с заметной активизацией гипергенных процессов в высокопроницаемых бобриковских коллекторах, влияние миграционного перераспределения УВ фиксируется менее контрастно, по сравнению с пашийскими отложениями.
4.3.4. Комплексная оценка эволюции ГНС в осадочной толще. Оценка преобразования нафтидов выполнена в два этапа. На первом этапе проанализированы изменения внутри класса нефтей, на втором -выявлены различия между классами нефтей и природных битумов.
Пределы изменения характеристических критериев в составе алка-нов С]о-Сзо позволяют, по классификации Ал.А.Петрова, относить нефти Среднего Поволжья к типу А1. В легких нефтях доминируют н-алканы при этом соотношение В тяжелых неф-
тях прослеживается умеренное гипергенное изменение УВ-основы: среди насыщенных УВ Сю-Сзо сохраняется ведущая роль н-алканов, изо-преноидный коэффициент (Ю=Рг+Р11/нС|7+нС18) не превышает 0,49-0,57, а концентрация твердых парафинов сохраняется на уровне 3-5%.
Выполненный анализ позволяет рассматривать весь спектр ГНС Среднего Поволжья как результат существования в палеозойской толще региона двух геохимических зон: стратиграфически узкой (верхний девон) зоны относительной стабилизации ГНС и обширной (карбон -пермь) аконсервационной зоны.
В зоне стабилизации четко ограничены пределы колебания большинства параметров: плотность нефтей 790-820 кг/м3, сернистость 0,30,8%, смолы/тв.парафины <1, НС4/ИЗ0С4 - 2,5-3,0, КСб -0,75-0,81. В растворенных газах значения - С1/С2+В достигают 1-1,8, КРту - 4,5-5,5, СЫ^2 - 9-21. В легких УВ пластовых нефтей соотношение ЦГ/МЦП>1, в распределении УВ максимум приходится на низкомолекулярные ком-
поненты:
I БИБЛИОТЕКА { | СПетербург I » ,0} МО ш I
В аконсервационной зоне заметно расширяются пределы изменения большинства параметров нефтей и газов. Одновременно с увеличением плотности до 900-940 кг/м3 и сернистости до 2-4%, снижается газосодержание до 8-50 м3/т, в составе газов - доля метана до 5-40% и существенно возрастает влияние неуглеводородной составляющей, в основном, азота (до 40%). В пластовых нефтях уменьшается концентрация этан-бутановой фракции, при этом показатель С2-С4/С5-С6 снижается до 0,9-2,0.
В ряду легкие нефти (ЛН) - тяжелые нефти (ТН) - природные битумы (ПБ) средние значения отношения последовательно снижаются 1,1-0,8-0,2.
Природные битумы отличаются бимодальным распределением н-алканов и повышенным содержанием изопреноидов
В отличие от нефтей, в природных битумах изопреноиды преобладают над н-алканами, значения К возрастают до 1,1-2,6 (мальты), а соотношение изопреноиды/н-алканы до 0,9-1,9. По углеводородным показателям природные битумы центрального Поволжья близки к нефтям типа А2 и отличаются от них более высокими значениями нафтенового фона.
Глава 4.4. КАЧЕСТВЕННО-КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
НЕФТЕНОСНОСТИ
4.4.1. Зональное распределение и прогнозирование параметров качества нефтей и растворенных газов в литолого - стратиграфических комплексах. Закономерное изменение состава УВ-флюидов в од-новозрастных отложениях позволяет рассматривать особенности их зонального распространения в виде основы прогноза параметров качества на перспективных территориях.
Высококачественные нефти и попутные газы доминируют в терри-генных отложениях эйфельского-франского (I) комплекса пород. Для растворенных газов I комплекса характерны низкие концентрации азота и кислых газов, модальные значения которых не превышают 2-4% и 0,81,2% соответственно.
В продуктивных пластах франско-турнейского карбонатного - II, нижнекаменноуголыюго терригенного - III и окско-башкирского карбонатного - IV комплексов качественных облик газонефтяных систем за-
метно изменен. Здесь существенно расширяются площади развития тяжелых, высоковязких нефтей с сернистостью 2-5%.
Тесная корреляционная взаимосвязь основных качественных характеристик нефтей (плотности — d, вязкости - ц, сернистости - s, газосодержания - g) Среднего Поволжья подтверждается высокими значениями коэффициентов парной корреляции (г>0,85) между d и переменными ц-в^. По результатам корреляционно-регрессионного анализа разработана система моделей для прогноза качественных параметров во всех комплексах по ожидаемым значениям одного базового показателя -плотности нефтей. Выявленная графическая зависимость между газосодержанием и показателем гипергенной разрушенности газонефтяных систем позволяет прогнозировать качество попутных газов в
зависимости от тектонического положения и стратиграфической приуроченности поисковых объектов.
4.4.2. Систематизация нефтей и газов. Систематизация нафтидов призвана решать практические вопросы определения «места» вновь открываемых скоплений в ряду ранее выявленных. Показатели систематизации, в отличие от классификационных критериев, должны весьма четко реагировать на масштабы вторичных преобразований нафтидов.
Систематизация нефтей Среднего Поволжья, с привлечением сравнительных данных по другим регионам, выполнена с использованием графика А. Н.Резникова, отражающего содержание смол, серы, тв.парафинов, легких алканов и цикланов. Нефти в разновозрастных отложениях палеозоя отличаются широкими колебаниями большинства физико-химических показателей при достаточно узком диапазоне изменения УВ-основы (содержание алканов 60-80%).
Графическая систематизация попутных газов представлена двумя диаграммами, отражающими их общий состав (азот, сероводород, сумма УВ) и УВ- особенности (метан, тяжелые УВ, отношение НС4/ИЗ0С4).
Различия газов в разновозрастных отложениях в основном обусловлены переменной концентрацией азота, максимум которого (3556%) приходится на нижне- и среднекаменноугольные ГНС Мелекесской впадины, Сокско-Шешминской и Шенталинской структурных зон.
Вверх по разрезу палеозоя существенно расширяются пределы изменения большинства параметров нефтей и газов. Более стабильные показатели состава живетских и франско-турнейких газов обусловлены минимальным воздействием на них миграционных и гипергенных факторов.
Результаты выполненной систематизации являются основой при прогнозировании параметров нафтидов на лицензионных площадях, оценке их рыночной конкурентоспособности и корректировке концептуальных положений маркетинга УВ-сырья.
4.4.3. Анализ взаимосвязи в системе: запасы — параметры неф-тей. Попытки выявления зависимости между параметрами нефтей и запасами в залежах предпринимались И.С.Старобинцем, Н.Б.Валитовым, К.Б. Ашировым, С.П.Максимовым, В.Ф.Раабеном, З.А. Кобловой. Полученные данными исследователями выводы весьма неоднозначны.
Сравнительный анализ количественной и качественной составляющих нефтеносности Среднего Поволжья проведен с использованием двух вспомогательных критериев: показателя крупности скоплений (ПКС=запасы %/залежи) и рядов процентных распределений (РПР) залежей - геологических - извлекаемых запасов, контролирующих нефти определенных кондиций.
Повышенные значения ПКС (1,2-1,4) более характерны для нефтей с плотностью менее 870 кг/м3 и сернистостью менее 1%. В палеозойском разрезе статистическая связь между запасами и плотностью нефтей проявляется дискретно в отношении стратиграфической «зоны влияния».
Математическая обработка массива данных, охватывающего 980 залежей, с использованием 1 - теста Стьюдента, подтвердила статистически значимые различия ПКС для легких и тяжелых групп нефтей в большинстве литолого-стратиграфических комплексов. В средне-верхнекаменноугольных отложениях (У-У1 комплексы) эта зависимость маскируется активной миграционной разгрузкой УВ из более крупных залежей башкирского яруса и фиксируется в завуалированном виде по разрезу стратиграфически смежных пластов.
Выполненный анализ показывает, что прирост запасов на территориях распространения тяжелых нефтей может быть обеспечен только за
счет открытия большего количества месторождений, что в свою очередь потребует (при близких геологических условиях залегания) дополнительных инвестиций на поисково-разведочные работы.
Глава 4.5. КРИТЕРИИ БИТУМОГЕНЕЗА ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
На территории России основные перспективы поиска природных битумов связаны с пермскими отложениями центральных районов Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции.
Самарско-Оренбургское Заволжье отличается разнообразием скоплений ПБ (пластовые, линзовидные, жильные) и различной битумонасы-щенностью пород (1,5-90% вес). Здесь, на территории Южно-Татарского и Жигулевско-Пугачевского сводов, в Сокской седловине, Бузулукской впадине и Предуральском прогибе выявлено более 40 месторождений битумов и свыше 300 битумоносных участков. Природные битумы представлены классами мальт, асфальтов, асфальтитов и оксикеритов.
4.5.1. Методика изучения битумоносности. Поисковая информация по битумоносности пермских пород Южно-Татарского свода получена в 250 скважинах на 16 площадях одновременно с выполнением структурного бурения при подготовке нефтепоисковых объектов.
Исследования выполнены по специальной схеме, предусматривающей определенную частоту отбора керна, его геологическое описание и виды геохимического изучения: общие - ХБ, Сорг., хим.состав пород и специальные - углеводородный, компонентный и микроэлементный -V, N1 составы битумов.
Реализация разработанной методики позволила установить: состав и класс битумов, степень битумонасыщения - мощность - площадь - глубину залегания битумосодержащих пород. По итогам комплексной обработки геолого-геохимических показателей определена плотность ресурсов битумов с дифференциацией по группам кондиционности и намечены перспективные участки для постановки специальных поисковых работ.
4.5.2. Геологические особенности залегания скоплений природных битумов. На Жигулевско-Пугачевском своде скопления пермских битумов установлены в его наиболее приподнятой Самаролукской зоне,
где битуминизация, чаще в форме линз, фиксируется на глубинах до 216 м. На Южно-Татарском своде многочисленные месторождения и обильные битумопроявления (4-12% на породу) на глубинах 30-380 м выявлены преимущественно в нижне- и верхнепермских отложениях Сокско-Шешминской системы валов (СШСВ).
Повышенная битуминизация характерна для песчаников уфимского яруса, известковистых песчаников и доломитов казанского яруса, брек-чированных и кавернозных доломитов сакмарского яруса. В песчаниках битуминизация выражена в виде сплошной или послойной пропитки пород, в карбонатных разностях битум заполняет полости в зонах дробления и кавернозности.
В толще уфимского яруса битумные скопления образуют протяженные (до 200 м) линзовидные и пластовые скопления с невыдержанной мощностью 0,01-17 м. На Южно-Татарском своде доминирующее положение имеет Денискинская протяженная зона БСП, в уфимских песчаниках которой установлено до шести битумоносных прослоев.
4.5.3. Анализ битумоносности локальных поднятий. Детальное, послойное изучение битумоносности пермских пород в пяти скважинах Буз-Башского поднятия показало, что интенсивно битумонасыщенные интервалы пород (от 2 до 10 м) фиксируются, в широком стратиграфическом диапазоне пермского разреза:
Повышенная битуминизация более выражена в уфимских БСП на глубинах 100-155 м при мощности покрывающих казанских пород свыше 80 м. В сводовой зоне Буз-Башского поднятия повышенному УВ-потенциалу битумов (57-73%) соответствует и более высокое битумона-сыщение пород (5,8-10,9% вес).
4.5.4. Геохимические показатели битумоносности. В северных и северо-восточных районах Сокско-Шешминских дислокаций повышенное битумонасыщение приурочено к кровле уфимского яруса верхней перми (Шарлинская и Северная площади). В центральных и южных районах максимум битумонасыщения приходится на сакмарские отложения (Микушкинская и Чулпанская площади).
В компонентном составе ПБ содержание масел изменяется от 43 до 65%, бензольных смол - от 12 до 22%. В групповом углеводородном составе доминируют парафино-нафтеновые УВ, причем более широкие колебания параметров отмечены в верхнеказанских и сакмарских битумах. Миграционное обогащение верхнепермских битумов легкими углеводородами отчетливо фиксируется перемещением максимума молеку-лярно-массового распределения н-алканов Сц-Сз4 в низкомолекулярную область.
4.5.5. Парагенезис битумов, металлов и самородной серы. С позиций комплексного использования УВ-сырья значительный интерес представляет проблема поиска в нафтидах сопутствующих компонентов, в первую очередь ванадия, никеля и самородной серы. Работами Л.А.Гуляевой и С.А.Пунановой доказана зависимость содержания металлов в нафтидах от состава исходного ОВ и гипергенных процессов.
Центральные районы Урало-Поволжья относятся к весьма ограниченному числу регионов мира с повышенной металлоносностью нафти-дов. Концентрация ванадия в битумах составляет 100-600 г/т, никеля 40-190 г/т, а в Садкинском и Ивановском месторождениях жильных асфальтитов достигает соответственно 3500 г/т и 450 г/т. По результатам статистического анализа выявлена тесная корреляционная связь между ванадием и асфальтенами что позволяет с помощью выведенного
уравнения регрессии, наметить перспективные участки поиска обогащенных ванадием битумов по данным компонентного состава.
Доминирующая роль биодеградации в образовании месторождений природных битумов хорошо согласуется с парагенезисом битумов и самородной серы в калиновско-сакмарских отложениях на юге Сокско -Шешминских дислокаций. Благоприятными для поиска скоплений серы определены площади, прилегающие к участкам размыва сульфатно-карбонатных пермских пород.
С целью изучения парагенетической связи нефте- (битумоносно-сти) и сернистости проанализирована динамика накопления сернистых компонентов в палеозойских нефтях Урало-Поволжья. Определена последовательность внедрения сероорганических соединений в УВ-
структуру нефтей. Процесс частичного разрушения S-opr. соединений в пермских нефтях с образованием свободной серы, меркаптанов и алкил-сульфидов, фиксируется накоплением серы в легких фракциях (показатель Sл/Sобщ. достигает 7,6%) и резким снижением термостабильности (Тс) сероорганических соединений - с 230°С до 40°С.
В более погруженной центральной зоне обширного нефтебитумосе-роносного пермского бассейна природные битумы постепенно парагене-тически замещаются скоплениями самородной серы.
4.5.6. Природные факторы формирования скоплений битумов.
Одним из основных этапов прогнозной оценки Самарско-Оренбургского Заволжья на битумное сырье является анализ причин формирования скоплений природных битумов различного состава.
Геохимические различия битумов позволили выделить на данной территории три генетические группы битумов: гипергениты - I, асфаль-тениты - II, пирогениты - III.
Широкий спектр нафтидов I группы, от тяжелых нефтей и мальт до асфальтов и асфальтитов явно выветрелого генезиса, отражает последовательность гипергенного разрушения нефтяных палеозалежей в пермских отложениях Южно-Татарского и Жигулевско-Пугачевского сводов на этапе активизации восходящих тектонических движений земной коры.
Формирование жильных скоплений битумов II группы (Садкинское, Ивановское) вызвано осаждением асфальтенов при контакте тяжелых, высокосмолистых нефтей с газами и газоконденсатами, обогащенными алканами Сг-Сб, на путях миграционной разгрузки по дизъюнктивным нарушениям. В групповом составе битумов Бузулукской впадины доля асфальтенов достигает 58-70% при соотношении асфальтены /смолы 2-7.
Образование асфальтито-оксикеритовых битумопроявлений на сопредельной территории Предуральского прогиба и складчатого Урала (III группа) связано с интрузивно-гидратермальным воздействием на нефтяные палеоскопления. Соотношение С/Н в битумах возрастает до 11,3-11,9, при одновременном снижении доли мальтенов в групповом составе до 15-19%.
4.5.7. Оценка перспектив битумоносности пермских отложений.
На основании геолого-геохимических показателей разработана схема прогноза битумоносности пермских отложений.
К территории первоочередных битумопоисковых работ, с удельной плотностью ресурсов ПБ более 105 т/кв.км, отнесены Шенталинская и северный участок Сокско-Шешминской зон поднятий. Прогнозные ресурсы природных битумов здесь превышают ресурсы нефти в девонско -каменноугольной толще пород.
Территория второй очереди работ, с удельной плотностью ресурсов ПБ 104-105 т/кв.км, включает центральные и юго-восточные районы Со-кско-Шешминской дислокации. В качестве территории третьей очереди определены прилегающие районы Мелекесской впадины, где прирост ресурсов БСП связан с карбонатными отложениями казанского яруса.
Для поиска скоплений жильных асфальтитов, наибольший интерес представляют верхне- и нижнепермские отложения северо-восточного борта Бузулукской впадины и сопредельного района Южно-Татарского свода. Территорию Соль-Илецкого свода и юго-восточного борта Бузулук-ской впадины, где в мощной толще пермских пород выявлены скопления газов и газоконденсатов, можно рассматривать как благоприятную зону поиска битумов асфальтенитового генезиса на глубинах свыше 500 м.
Природные битумы Урало-Поволжья являются ценным, многоцелевым сырьем для получения углеводородов, ряда металлов и компонентов дорожных покрытий.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1) По результатам анализа современного состояния нефтегазовой геохимии обоснована и апробирована оптимальная структура комплексных исследований территорий с малой, средней и высокой разведанностью.
Разработана сводная схема геолого-геохимического изучения нефтеносности недр. Определены основные этапы, направления, объекты, информационные показатели и химико-аналитические методы.
2) Охарактеризованы наиболее актуальные прикладные проблемы: систематизация, мониторинг, прогноз качественных параметров нефтей
и газов; разработка критериев поиска и прогноз битумоносности территорий, оценка ресурсов и кондиций природных битумов.
3) Оценка перспектив нефтегазоносности Атласов выполнена по комплексу геологических и массовых геохимических (метод Рок-Эвал) показателей, с последующей корректировкой по результатам детального изучения состава битумоидов, сорбированных газов, нефтей и продуктов термолиза дебитуминизированных пород. В основу районирования территории Балтийской синеклизы по перспективам нефтеносности положены результаты изменения битумоидных и газовых компонентов ОВ, параметров нефтей и условий залегания скоплений. Изучение особенностей преобразования нафтидов Волжско-Камской антеклизы проведено по специальной схеме НИР, всесторонне характеризующей состав газонефтяных систем в недрах: дегазированные нефти - растворенные газы - пластовые флюиды.
4) Выделены три типа дифференциации газонефтяных систем в пределах залежей Среднего Поволжья. Установлен ограниченный стратиграфический диапазон перераспределения флюидов в палеозойском разрезе и неравномерное участие в данном процессе отдельных составляющих ГНС.
5) Анализ зонального изменения нефтей показал, что степень сохранности УВ-флюидов в разновозрастных отложениях Среднего Поволжья определяется приуроченностью залежей к одной из двух геохимических зон: стабилизации (девон) или аконсервации (карбон -пермь).
6) По результатам систематизации и корреляционно - регрессионного анализа подобраны модели для прогнозирования качественных параметров нефтей и попутных газов во всех литолого-стратиграфических комплексах Среднего Поволжья.
7) Взаимосвязь количественной (запасы) и качественной (плотность нефтей) составляющих нефтеносности подтверждена результатами математической обработки данных. Установлена приуроченность нефтей повышенной плотности, вязкости и сернистости к мелким скоплениям.
8) В центральных районах Урал о- Поволжья выделено несколько групп природных битумов, формирование скоплений которых связано с
различными природными процессами. Разработана схема прогноза би-тумоносности пермских отложений. Предложенная схема накопления сернистых соединений в УВ-флюидах хорошо согласуется с территориальной общностью размещения серных и битумных месторождений.
9) Результаты геолого-геохимических исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации по изученным территориям.
На территории Атласов, в качестве нефтематеринских пород выделены сеноман-туронские глинистые известняки Алжиро-Тунисского Атласа, Предтельского прогиба и битуминозные глины миоцена впадины Шелиф. По сумме критериев в меловых отложениях восточных Атласов прогнозируются благоприятные условия генерации нефтей широкого качественного состава и вторичных конденсатов. В мезо-кайнозойской толще западных Атласов предполагаются скопления легких нефтей, жирных газов и первичных конденсатов.
На территории Балтийской синеклизы основными нефтегенери-рующими породами определены битуминозные аргиллиты среднего кембрия. В условиях длительного, устойчивого погружения нижнепалеозойских отложений, генерация УВ началась уже на переходной стадии и достигла максимума на стадии в наиболее погруженных зонах. Многократное поступление углеводородов подтверждается присутствием твердых битумов в кровельных участках нефтяных скоплений. К высокоперспективным, для поиска скоплений легких, малосернистых нефтей, отнесены средне - верхнекембрийские терриген-ные отложения юго-западной части Балтийской синеклизы и прилегающего шельфа Балтийского моря, где в первую очередь необходимо проводить поисково-разведочные работы.
Выполненный геолого-геохимический анализ размещения скоплений нефтей, газов, конденсатов и природных битумов в палеозойских отложениях юго-западного погружения Волжско-Камской антеклизы позволяет осуществлять целенаправленный поиск нафтидов с определенными кондициями на перспективных территориях.
По комплексу палеогеотермических, термобарических и геохимических показателей прогнозируются: в среднем девоне скопления нефтега-зоконденсатов и вторичных конденсатов, в верхнем девоне и карбоне -
нефтей, в нижне- и верхнепермских отложениях - нефтегазовых и газовых скоплений. Девонские отложения южного погружения Бузулукской впадины, нижне- и среднекаменноугольные отложения Жигулевско-Пугачевского свода выделены как территория поиска легких, газонасыщенных нефтей с умеренной сернистостью.
По итогам реализации битумопоисковых работ и оценки кондиций природных битумов, в пермских отложениях Южно-Татарского свода локализовано свыше 30 перспективных битумопоисковых объектов. Особое внимание должно быть уделено объектам северной зоны Сокско - Шешминской дислокации, характеризующихся высокой плотностью прогнозных ресурсов.
С позиций потенциального источника металлов наибольший интерес в центральных районах Урало-Поволжья представляют скопления пермских битумов Самаролукской, Шенталинской и Сокско - Шешминской структурных зон. Установленная корреляционная зависимость между концентрациями ванадия и асфальтенов позволяет прогнозировать участки повышенной металлоносности с использованием выведенного уравнения регрессии.
Попутный поиск самородной серы целесообразно проводить в ка-линовско-сакмарских гипсоносных карбонатных породах южных районов Сокско-Шешминской дислокации, где выявлена парагенетическая связь процессов битумо- и серообразования.
Основные защищаемые положения работы:
1. Комплекс методов геолого-геохимического анализа нафтидонос-ности недр и прикладных исследований, направленных на оценку перспектив поисков УВ-флюидов различных качеств и фазовых состояний, в том числе и природных битумов.
2. Концепция дифференцированного подхода к качественной оценке нефтеносности и битумоносности территорий с малой, средней и высокой разведанностью.
3. Зональность размещения нафтидов с определенными кондициями и физико-химическими свойствами по территориям Алжирских Атласов, Балтийской синеклизы и южного погружения Волжско-Камской ан-теклизы.
Список основных работ по теме диссертации
1. Геохимическое изучение органического вещества пород методом анализа функциональных групп.//Материалы первой научной конференции аспирантов - геологов Ленинграда, Л, ВСЕГЕИ, 1970, с.91-92.
2. Геохимическая характеристика нефтей Прибалтики.//Вопросы нефтеносности Прибалтики, Вильнюс, изд.Минтис, труды ЛитНИГРИ, 1973, вып.21, с.99-111. (соавт. А.И.Богомолов, К.С.Сакалаускас, К.И. Панина, Л.Г. Андреева).
3. Особенности распространения нефтей Прибалтики.//Вопросы нефтеносности Прибалтики, Вильнюс, изд. Минтис, труды ЛитНИГРИ, 1973, вып.21, с. 113-135 (соавт, К.С.Сакалаускас).
4. Вертикальная зональность в размещении нефтей различного состава в палеозойских отложениях Борской депрессии в связи с условиями формированиям.//Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений, М, ИГиРГИ, 1974, с.9-12.
5. Закономерности изменения нефтей в залежах терригенного девона юго-востока Куйбышевского Поволжья.//Проблемы геологии нефти, М, Недра, труды ИГиРГИ, 1975, вып.5, с.262-266 (соавт. Н.А. Копрова).
6. Направленность пространственного изменения состава флюидов в пределах продуктивных пластов.//Проблемы геологии нефти, М, труды ИГиРГИ, 1977, вып. 11, с.28-37 (соавт.И.Н.Фофонова).
7. О характере проявления вертикальной миграции углеводородов в стратиграфическом разрезе многопластовых месторождений. // Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений, М, труды ИГиРГИ, 1978, вып. 16, с. 159-167.
8. Геохимическая зональность изменения плотности и сернистости нефтей карбонатных отложений Куйбышевско-Оренбургского Заволжья. // Геохимия нефтегазоносных толщ, М, труды ИГиРГИ, 1979, вып.23, с.98-105.
9. Геолого-геохимические факторы формирования качественных свойств нефтей в карбонатной толще Куйбышевского Поволжья. // Геохимические критерии нефтегазоносности, М, ИГиРГИ, 1983, с. 105118.10. К оценке перспектив битумоносности нефтегазоносных терри-торий.//Природные битумы - дополнительный источник углеводородного сырья, М, труды ИГиРГИ, 1984, с.28-33.
11. Геолого-геохимические аспекты размещения тяжелых нефтей и битумов в палеозойских отложениях Куйбышевско-Оренбургского Заволжья. //Распространение и условия залегания тяжелых и сернистых нефтей, М, Наука, 1985, с.103-110.
12. Перспективы битумоносности Куйбышевского Поволжья. // Направления и методика поисков и разведки нефти и газа, М, Наука, 1985, с.43-47 (соавт.СЯ.Вайнбаум, Н.А.Копрова).
13. Критерии и методика прогнозирования нефтегазоносности карбонатных отложений, М, Недра, 1986, 136 с. (коллектив авторов: А.А.Аксенов, М.И.Зайдельсон и др.).
14. Типы дифференциации газонефтяных систем в локальных поднятиях Среднего Поволжья.//Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации, Саратов, изд.НВНИИГГ, 1987, с.138-139.
15. Геохимические критерии преобразования газонефтяных систем в залежах.//Геохимические проблемы оценки нефтегазоносности, М, труды ИГиРГИ, 1989, с.128-137.
16. Актуальные проблемы геолого-геохимических исследований нафтидоносности.//Фундаментальные проблемы нефтегазогеологиче-ской науки, М, МИНГ, 1990, книга 2, с.91-98.
17. Природные факторы формирования битумоносных скоплений на востоке Волжско-Камской антеклизы.//Горючие сланцы, Таллинн, 1991, том 8, №3,с.231-237.
18. Эволюция углеводородного состава нафтидов в палеозойской толще Урало-Поволжья.//Геохимия, 1992, № 7, с. 1054-1058.
19. Прогноз фазового состояния скоплений УВ и качества нефтей и газов.//Геология нефти и газа, 1993, № 2, с.5-8.
20. Особенности формирования тяжелых нефтей Среднего Поволжья .//Отечественная геология, 1993, № 4, с.10-15.
21. Распределение серы в палеозойских нефтях Урало-Поволжья. // Геохимия, 1993, № 11, с.1637-1639.
22. Размещение углеводородных скоплений различного фазового состояния в девонских отложениях юго-восточного склона Волжско-Камской антеклизы.//Геология нефти и газа, 1994, № 7, с.32-35.
23. Зональное распространение скоплений углеводородов по составу в терригенном девоне Урало-Поволжья.//Геология нефти и газа, 1994, № 8, с.24-27.
24. Природные битумы: состояние ресурсов - особенности освоения -возможности использования.//Геология нефти и газа, 1997, № 2, с.14-18.
25. Методологическая схема поэтапного выделения нефтегенери-рующих пород по комплексу геохимических критериев.//Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ, С.-Петербург, ВНИГРИ, 1999, с.27-28.
26. Структура геохимического анализа нефтеносности недр: этапы -направления - объекты.//Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений, С.-Петербург, ВНИГРИ, 1999, том 1, с.249-252.
27. Анализ результатов битумопоисковых работ в северо-восточных районах Самарской области.//Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения, С.-Петербург, ВНИГРИ, 2000, с. 104-106 (соавт. В.П.Долинин).
28. Нефтебитумы пермских отложений - дополнительный источник углеводородного сырья Самарской областиУ/История, достижения и проблемы геологического изучения Самарской области. Сборник научных трудов, посвященных 300-летию геологической службы России, Самара, РосГео, 2000, с. 175-184 (соавт. В.П.Долинин).
29. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территорияхУ/Современные проблемы геологии нефти и газа, М, Научный мир, ИГиРГИ, 2001, с.333-337.
30. Корреляция нефтей и органического вещества пород по углеводородным показателям.//Геохимия в практике поисково--разведочных работ на нефть и газ, М, ВНИГНИ, 2001, с.110-111.
31. Геологические факторы образования состава нефтей Балтийской синеклизы.//Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы, XVI Губкинские чтения, М, РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2002, с.40.
32. Оптимизация геохимических исследований при выделении неф-тегазогенерирующих толщ (на примере мезозойских отложений Алжирских Атласов).//Геология нефти и газа, 2003, № 1, с.46-49.
Типография: ООО „Граффити", ИНН 6367005205 443001, г.Самара, ул.Самарская, 267 Лицензия на полиграфическую деятельность № А 000974 от 28 ноября 2000г. Подписано в печать 10.04.2004г. Формат 60 х 84/16 Печатных листов 2. Тираж 100 экз. Заказ №41
1-88 1 В
Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Губницкий, Валерий Михайлович
Список таблиц.
Список рисунков.
ВВЕДЕНИЕ.
Часть I. СОСТОЯНИЕ И СТРУКТУРА ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕНОСНОСТИ
ТЕРРИТОРИЙ.
Глава 1.1. Нефтегазовая геохимия: периоды развития - научные достижения - актуальные проблемы.
Глава 1.2. Структура геолого-геохимических исследований нафтидоносности недр: этапы - направления - объекты
Глава 1.3. Прикладные аспекты территориального геологогеохимического анализа.
1.3.1. Проблема качества нефтей и газов.
1.3.2. Природные битумы: состояние ресурсов - особенности
• освоения - возможности использования.
Часть II. МЕЗО-КАЙНОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ АЛЖИРСКИХ
АТЛАСОВ (территории малой и средней разведанности).
Глава 2.1. Геологическое строение и нефтегазобитумоносность
Глава 2.2. Геохимические критерии оценки нефтегазоносности.
Глава 2.3. Комплексная диагностика нефтегенерирующих пород (НГП).
2.3.1. Геологические показатели НГП (I этап).
2.3.2. Оценка НГП по данным массовых геохимических исследований (II этап).
2.3.3. Локализация НГП по комплексу углеводородных показателей (III этап).
Глава 2.4. Геолого-геохимические показатели нефтеносности.
2.4.1. Оценка процессов миграции и сохранности скоплений
2.4.2. Прогноз фазового состояния УВ-скоплений.
• Глава 2.5. Перспективы нефтегазоносности Атласов. Часть III. НИЖНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ БАЛТИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ (территория средней разведанности).
Глава 3.1. Геологическое строение и нефтебитумоносность.
Глава 3.2. Источники генерации углеводородов и формирования залежей.
3.2.1. Основные положения исследований.
3.2.2. Состав и количественная характеристика органического вещества.
3.2.3. Выделение нефтематеринских пород.
3.2.4. Показатели формирования залежей.
Глава 3.3. Геохимические особенности нефтей.
3.3.1. Общая характеристика и систематизация.
3.3.2. Изменение нефтей по площади, разрезу и показатели преобразования УВ
Глава 3.4. Влияние условий залегания на состав нефтей и попутных газов.
Глава 3.5. Перспективы нефтеносности Прибалтики.
Часть IV. ВЕРХНЕ-СРЕДНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮГО-ЗАПАДНОГО ПОГРУЖЕНИЯ ВОЛЖСКО-КАМСКОЙ
АНТЕКЛИЗЫ (территория высокой разведанности).
Глава 4.1. Характеристика нефтеносности осадочных отложений
4.1.1. Геологическое строение и нефтеносность.
4.1.2. Основные результаты предыдущего этапа работ оценка процессов НТО и НГН).
4.1.3. Актуальные проблемы настоящего этапа исследований и критерии состава газонефтяных систем.
Глава 4.2. Анализ и прогноз размещения скоплений по фазовому состоянию УВ-систем
4.2.1. Размещение УВ-скоплений в палеозойском разрезе.
4.2.2. Размещение УВ-скоплений в девонских отложениях южного погружения Бузулукской впадины.
Глава 4.3. Преобразования газонефтяных систем на постформирующем этапе существования месторождений.
4.3.1. Дифференциация нефтей и растворенных газов в залежах.
4.3.2. Особенности реализации вертикального массопереноса УВ в палеозойском разрезе многопластовых месторождений.
4.3.3. Направленность изменения УВ-флюидов в продуктивных пластах.
4.3.4. Комплексная оценка эволюции ГНС в осадочной толще
Глава 4.4. Качественно-количественные показатели нефтеносности.
4.4.1. Зональное распределение и прогнозирование параметров качества нефтей и растворенных газов в литолого-стратиграфических комплексах.
4.4.2. Систематизация нефтей и газов.
4.4.3. Анализ взаимосвязи в системе: запасы параметры нефтей.
Глава 4.5. Критерии битумогенеза пермских отложений.
4.5.1. Методика изучения битумоносности.
4.5.2. Геологические особенности залегания скоплений природных битумов.
4.5.3. Анализ битумоносности локальных поднятий.
4.5.4. Геохимические показатели битумоносности.
4.5.5. Парагенезис битумов, металлов и самородной серы.
4.5.6. Природные факторы формирования скоплений битумов
4.5.7. Оценка перспектив битумоносности пермских отложений
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимическая оценка нефтегазоносности территорий различной разведанности"
Актуальность проблемы. На современном этапе развития топливно-энергетических отраслей промышленности повышаются требования к более рациональному использованию методов изучения нефтега-зоносности недр.
В жестких условиях рыночной экономики территориальные геолого-геохимические исследования не всегда полностью отвечают требованию оптимальности НИР в регионах с различной разведанностью осадочной толщи. Намечается определенное противоречие между потенциальными возможностями нефтегазовой геохимии и её реальным использованием в практике геолого-поисковых работ.
Если для территорий малой и средней разведанности в числе первостепенных сохраняются вопросы выделения нефтегенерирующих пород (НГП) и изучения закономерностей формирования УВ-скоплений, то для высоко-изученных территорий все острее ощущается необходимость существенно иного подхода к структуре геолого-геохимических исследований. Помимо собственно нефтепоисковой проблематики все более актуальными становятся вопросы систематизации и маркетинга добываемого УВ-сырья по качественным показателям, а для ряда регионов - вопросы поиска, оценки кондиций и ресурсов альтернативных источников УВ, в первую очередь - природных битумов.
Наряду с безусловной необходимостью дальнейшего развития методов и средств исследований, объективно возникает и задача обратного знака, связанная с разработкой рациональных методических схем геолого - геохимического изучения нефтеперспективных территорий. Именно этой актуальной проблеме посвящена настоящая работа
Цель работы. Теоретическое обоснование, разработка и апробация оптимального комплекса геолого-геохимического анализа нефтеносности территорий, существенно различающихся по уровню нефтегеологиче-ской разведанности осадочной толщи.
Основные задачи. Для достижения поставленной цели в работе решались следующие основные задачи.
1) Анализ сложившейся структуры и разработка сводной схемы геолого-геохимического изучения нефтеносности недр.
2) Обоснование актуальности прикладных аспектов нефтегазовой геохимии для высокоразведанных территорий: оценка качества нефтей, газов, состава природных битумов.
3) Обоснование применяемых геохимических критериев для оценки перспектив нефтегазоносности территорий различной разведанности.
4) Анализ преобразования газонефтяных систем (ГНС) на постформи-рующем этапе существования месторождений.
5) Анализ закономерностей и основных контролирующих факторов зонального размещения нефтей по составу и свойствам.
6) Систематизация нефтей и газов по физико-химическим показателям.
7) Анализ взаимосвязи качественной (параметры нефтей) и количественной (запасы) составляющих нефтеносности.
8) Обоснование и разработка критериев битумогенеза нефтегазоносных территорий, оценка ресурсов и кондиций природных битумов.
9) Рекомендации по основным направлениям геолого-поисковых работ на изученных территориях.
Объект исследования и использованные материалы.
Геолого-геохимический анализ нефтеносности выполнен в пределах трех, обширных по площади и различных по степени нефтегеологической изученности, регионов: Алжирских Атласов (территория малой и средней разведанности) - Балтийской синеклизы (территория средней разведанности) - южного погружения Волжско-Камской антеклизы (территория высокой разведанности).
Выполненные исследования отражают широкий спектр территориальных геолого-геохимических работ, что повышает актуальность диссертации в связи с возможностью использования предлагаемых методических приемов для различных регионов.
Решение поставленных задач проводилось на основе всех имеющихся опубликованных и фондовых геолого-геохимических материалов по нефте-газобитумоносности данных регионов. Изложенные в работе научные положения базируются на результатах анализа более 10000 образцов пород, проб нефтей, газов и свыше 8000 образцов битумосодержащих пород и природных битумов. В работе использованы фондовые данные фирмы «СОНАТ-РАК», систематизированные автором во время совместных российско - алжирских исследований, а также учтены опубликованные и фондовые материалы исследователей, внесших вклад в геолого-геохимическое изучение данных регионов.
Анализ геолого-геохимических особенностей нефтеносности Атласов проводился автором в сотрудничестве с профессором А.И.Летавиным, территории Балтийской синеклизы - в сотрудничестве с доктором геолого-минералогических наук - А.И.Богомоловым и кандидатом наук К.А. Сака-лаускасом. Комплекс исследований природных битумов и нефтей Среднего Поволжья выполнен автором при участии сотрудников сектора геохимии ВОИГиРГИ: Л.В.Борской, В.П.Долинина, И.Е.Жук, Л.А.Коротковой, Н.И. Тихоновой и других.
Научная новизна работы. Личный вклад.
1) Обоснована рациональная схема изучения нефтегазоносности территорий различной разведанности и оптимальный комплекс прикладных геолого-геохимических исследований.
2) Применены новые подходы к последовательному выделению НГП с использованием показателей: геологических - массовых геохимических -детальной корреляции нефтей и РОВ пород по углеводородным показателям.
3) Предложен комплекс геохимических критериев, позволяющий всесторонне охарактеризовать состав ГНС в недрах: дегазированная нефть -выделившийся газ - пластовая нефть.
4) Разработана и апробирована методика изучения преобразования газонефтяных систем в геологических объектах различного уровня: локальных скоплениях - стратиграфическом разрезе многопластовых месторождений -продуктивных пластах.
5) Впервые использована схема прогноза фазового состояния УВ по сумме геохимических, термобарических и палеогеотермических показателей.
6) Усовершенствована и апробирована методика исследования биту-моносности территорий с выделением природных битумов различного генезиса и перспективных участков проведения поисковых работ.
В основу работы положены результаты 30-летних исследований автора в трех организациях: ВНИГРИ в содружестве с Лит.НИГРИ (г.Вильнюс), в нефтяной компании «СОНАТРАК» (Алжир) - в составе группы российских специалистов и в секторе геохимии пород и нефтей Волжского отделения ИГиРГИ (г.Самара), который он возглавлял на протяжении 12 лет.
Все основные положения диссертации разработаны лично автором в Волжском отделении ИГиРГИ в период 1975-2003 гг.
Практическая значимость и реализация результатов работы. Разработанные теоретические и методические положения диссертационной работы направлены на оптимизацию структуры НИР в регионах с различной геологической изученностью недр. Построенные на их основе карты и графики по нефтеносным отложениям Урало-Поволжья, Прибалтики и Алжира ориентируют поисково-разведочные работы на обнаружение УВ-скоплений различного фазового состояния и позволяют более обоснованно прогнозировать качественные параметры нефтей, газов и природных битумов на перспективных площадях.
Результаты систематизации нафтидов по составу и количественно-качественным показателям нефтеносности представляют практический интерес для прогноза ресурсов УВ с определенными кондициями и оценки конкурентного потенциала нефтей и газов.
Основные результаты исследований отражены в «Комплексных проектах геологоразведочных работ на нефть и газ по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции», «Анализе состояния сырьевой базы и оценке прогнозных ресурсов УВ-сырья на территории Самарской области», «Оценке ресурсов битумов по территории Самарской и Оренбургской областей». По итогам совместных с ГРК АО «Самаранефтегаз» исследований (1987-98 г.г.) в пермских отложениях 16 площадей Южно-Татарского свода выделены участки распространения природных битумов и локализованы 32 объекта для постановки нефтебитумопоисковых работ.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских конференциях и семинарах: «Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений» (Москва, 1973 г.), «Пути повышения достоверности прогнозных оценок нефтегазо-носности» (Ленинград, 1981), «Размещение и условия залегания природных битумов» (Бугульма, 1981), «Закономерности распространения и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей» (Туапсе, 1982), «Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации» (Саратов, 1987), «Нетрадиционные ресурсы углеводородов и проблемы их освоения» (Ленинград, 1988), «Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки» (Москва, 1990), «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр» (Москва, 1999), «Нефтегазовая геология на рубеже веков: прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (С.-Петербург, 1999), «Современные проблемы геологии нефти и газа» (Москва, 2001), «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ» (Москва, 2001), «Нефтегазовая геология - основа укрепления минерально-сырьевой базы» (Москва, 2002).
Отдельные положения диссертации докладывались на Международных конференциях: «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (С.-Петербург, 1997), «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ» (С.-Петербург, 1999).
Публикации. Результаты исследований отражены в 76 научных работах, в том числе в 41 опубликованной, включая одну монографию в соавторстве. Статьи и тезисы докладов по основным результатам диссертации публиковались в журналах «Геология нефти и газа», «Отечественная геология», «Геохимия», «Горючие сланцы» (Эстония), в научных трудах ИГ и РГИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, РГУ нефти и газа, Лит.НИГРИ (Литва).
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырех частей основного текста и заключения, занимающих 291 страницу, 29 таблиц и 57 рисунков. Список литературы включает 198 работ российских и зарубежных авторов.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Губницкий, Валерий Михайлович, Самара
1. Акишев И.М. Условия залегания, основные закономерности распространения битумов в пермских отложениях Татарской АССР.//Геология битумов и битумовмещающих пород, М, Наука, 1979, с.53-69.
2. Аксенов А.А., Жабрева П.С. Зоны битумонакопления СССР, М,Наука, 1986, 120 с.
3. Алиев М.М., Н.Аит Лаусин, Р.Б.Сейфуль-Мулюков и др. Геология инефтеносность Алжирских Атласов, М, Недра, 1971, 256 с.
4. Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращения нефти в природе. Л, Гостоптехиздат, 1958, 416 с.
5. Андреев П.Ф. О рациональном комплексе методов исследования керогена осадочных пород. Л, Гостоптехиздат, 1958: Труды ВНИГРИ, вып. 123,с.156-169.
6. Антонов П.Л. Результаты исследований диффузионной проницаемости осадочных пород для легких углеводородов: Труды ВНИИЯГГ, 1970, вып. 8,с.51-79.
7. Аширов К.Б. Цементация приконтактного слоя нефтяных залежей вкарбонатных коллекторах и влияние её на разработку, М, Гостоптехиздат: Труды Гипровостокнефть, 1959, вып.2, с. 163-175.
8. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных инефтегазовых месторождений Среднего Поволжья, М, Недра, 1965: Труды Гипровостокнефть, вып.8, 171 с.
9. Баженова O.K. Геохимические методы поисков морских месторождений нефти и газа, М, МГУ, 1989, 127 с.
10. Байбаков Н.И., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений, М, Недра, 1981, 285 с. И) Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр, М, Недра, 1973.
11. Баркан Е.С. Современное состояние и перспективы исследованийприродных газогидратов./Юсновы прогноза и поисков нетрадиционных источников углеводородного сырья, Л, ВНИГРИ, 1989, с. 11-19.
12. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология, М, Недра,1984, 243 с.
13. Бейкер Э. Геохимическая оценка миграции и аккумуляции нефти.//Основные аспекты геохимии нефти, М, Недра, 1970, с.279-310.
14. Белонин М.Д. Гольдберг И.С, Грибков В.В. и др. Повышение эффективности комплексного освоения месторождений тяжелых металлоносных нефтей и битумовУ/Геология нефти и газа, 1990, № 9, с.2-4.
15. Бестужев М.Н. Исследование парафинов нефти./Юрганическаягеохимия, М, Недра, 1970, вып.2.
16. Богомолов А.И., Панина К.И. Низкотемпературные каталитическиепревращения нафтеновых кислот над глиной: Труды ВНИГРИ, 1969, вып.279.
17. Богомолов A.M., Степина Л.Ф., Гурко Н.Н. Геохимические особенности и состав кембрийских нефтей Сибирской платформы и Балтийской синеклизы./Юрганическая геохимия нефтей, газов и органического вещества докембрия, М, Наука, 1981, с.94-102.
18. Боровиков В.Н. Хрономоделирование геохимических полей в связис прогнозом нефтегазоносности.//Геология нефти и газа, 1995, № 10, с.40-45.
19. Ботнева Т.Д. Спектрально-геохимическая характеристика нефтейПрибалтики./Юптические методы исследования нефтей и органического вещества пород, Труды ВНИГНИ, 1970, вып.97, с. 194-207.
20. Ботнева Т.А., Муромцева В.А., Сакалаускас К.А. Некоторые аспекты формирования залежей нефти в Южной Прибалтике, Вильнюс, изд.Минтис, 1976, Труды Лит.НИГРИ, вып.32, с.88-94.
21. Ботнева Т.А., Ильина А.А., Баранова Т.Э. и др. Методическое руководство по люминесцентно-битуминологическим и спектральным методам исследования органического вещества пород и нефтей, М, Недра, 1979, 204 с.
22. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М, Недра, 1987, 196 с.
23. Брей Э, Эванс Е. Распределение н-парафинов как ключ к распознаванию материнских пород нефтей.//Симпозиум по химическим подходам к выделению материнских пород нефтей, 1962, с.7-25.
24. Вайнбаум Я., Зайдельсон М.И., Копрова Н.А. Закономерностиразмещения и условия формирования залежей нефти и газа ВолгоУральской области, том V - Кз^йбышевское Поволжье, М, Недра, 1973, 296 с.
25. Валитов Н.Б., Валитов Р.Б. О влиянии карбонатных пород на перераспределение серы в нефтяхУ/Доклады АН СССР, 1977, том 235, № 1, с. 174-176.
26. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождениянефти.//Известия АН СССР, 1967, серия геологическая, № 11.
27. Вассоевич Н.Б. Проблема происхождения нефти на IX международном нефтяном конгрессе./Юсадочно-миграционная теория образования нефти и газа, М, Наука, 1978.
28. Виноградова Т.Л., Чахмахчев В.А., Гордадзе Г.Н. и др. Геохимическая оценка перспектив нефтегазоносности девонского терригенного комплекса Бузулукской впадины.//Геология нефти и газа, 1996, № 5, с.29-35.
29. Воронов А.Н. и др. Природные газы осадочной толщи, Л, Недра,1976, 344 с.
30. Высоцкий И.В., Оленин В.Б., Высоцкий В.И. Нефтегазоносныебассейны зарубежных стран, М, Недра, 1984, 479 с.
31. Габриэлян А.Г. О закономерности в распределении нефти в подкирмакинской свите месторождения Чахнагляр.//Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1948, № 10.
32. Габриэлян А.Г. О зональности распределения палеозойских нефтейВолгоградского Поволжья.//Вопросы геологии и нефтегазоносности Нижнего Поволжья, 1969, вып. 14, с.241-250.
33. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии, М, Недра, 1973, 383 с.
34. Гальперин Г.Д. Об изменении нефтей Ишимбаево.//Доклады АНСССР, 1943, том 41, № 4, с.175-177.
35. Гаджи-Касумов А.С. К вопросу о превращении нефти в сформировавшихся залежах./ТИзвестия ВУЗов, нефть и газ, 1971, № 3, с.7-9.
36. Гаджи-Касумов А.С, Карцев А.А. Нефтегазопромысловая геохимия, М, Недра, 1984, 150 с.
37. Геологический словарь в двух томах, М, Недра, 1973.
38. Гисматуллин P.M., Валеев В.И,, Штейнгольц В.Л. Основные типыбитумных месторождений.//Геология битумов и битумовмещающих пород, М, Наука, 1979, с.45-53.
39. Голубков И.А., Ильина Е.В. и др. Прибалтика - новая нефтеноснаяобласть СССР./ЛГеология нефти и газа, 1970, № 1, с.30-34.
40. Гольдберг И.С, Руховец Н.М, О времени формирования локальныхструктур и залежей в Балтийской синеклизе.//Геология нефти и газа, 1970, №1,с.38-41.
41. Гольдберг И.С, Гурко Н.Н. Геохимические закономерности в составе нефтей Прибалтики./ЛГеология нефти и газа, 1972, № 7, с. 14-20.
42. Гольдберг И.С. Твердые битумы в нефтяных залежах Прибалтикикак показатель стадийности миграции нефти.//Доклады АН СССР, 1973, том 209, № 2, с.462-466.
43. Гольдберг И.С, Зеличенко И.А., Парпарова Г.М. Характеристикарассеянного ОВ палеозойских отложений Балтийской синеклизы.//Новые данные по геологии и нефтеносности Прибалтики: Труды ВНИГРИ, 1975, вып.368, с.73-88.
44. Гольдберг И.С, Каплан З.Г., Пономарева B.C. Закономерности накопления ванадия в нефтях и природных битумах.//Советская геология, 1986,№6,с.100-111.
45. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири, М, Недра, 1987,181с.
46. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. Углеводороды в продуктах термолиза дебитуминизированных пород - геохимические показатели нефтегенерации.//Геология нефти и газа, 1994, № 10, с.34-41.
47. Гордадзе Г.Н., Матвеева И.А. Сравнительная информативностьгеохимических показателей по аренам состава Cg и высокомолекулярным биомаркерам.//Геология нефти и газа, 1995, № 1, с.35-39.
48. Горжевский Д.И., Карцев А.А. и др. Парагенезис металлов и нефтив осадочных толщах нефтегазоносных бассейнов, М, Недра, 1990, 268 с.
49. Григорьев М.Н., Козлова O.K., Остроумова Д.М. Пространственный анализ минерально-сырьевой базы углеводородного сырья средствами геоинформационных систем.//Агс. Review, 2002, № 2(21), с. 12.
50. Громович В.А., Сазонов Б.Ф. Промысловые данные по влияниюнеоднородности карбонатных коллекторов на характер разработки нефтяных залежей.//Геология и разработка нефтяных месторождений: Труды Гипровостокнефть, 1965, вып.9.
51. Губкин И.М. Учение о нефти, М-Л, Госнаучтехиздат, 1932.
52. Гуляева Л.А. Микроэлементы в геохимии нефти.//Проблемы геологии нефти: Труды ИГиРГИ, 1968, вып.1, с. 163-177.
53. Гурко Н.Н., Васильева В.Ф,, Григорьева В.П. Новые нефти Калининградской области.//Геология нефти и газа, 1972, № 4.
54. Гурко Н.Н., Богомолов А.И. и др. Некоторые особенности индивидуального состава бензиновых фракций нефтей Прибалтики.//Изучение состава нефтей, газов и органического вещества: Труды ВНИГРИ, 1974, вып.355,с.103-108.
55. Гурко Н.Н., Степина Л.Ф., Анкундинова В.П. О некоторых закономерностях УВ-состава нефтей Балтийской синеклизы .//Новые данные по геологии и нефтеносности Прибалтики: 1975, Труды ВНИГРИ, вып.368, с.89-99, с. 100-103.
56. Гурко Н.Н., Богомолов А.И. Закономерности в распределении налканов в нижнепалеозойских нефтях Балтийской синеклизы в зависимости от геологических условий их залегания.//Геохимия, 1978, № 8, с. 1249-1254.
57. Гурко Н.Н., Васильева В.Ф. Нефти из нижнепалеозойских отложений Балтийской синеклизы.//Геология нефти и газа, 1994, № 9, с.22-26.
58. Гусева А.Н., Файнгерш Л.А. Связь тяжелых высокосернистых нефтей с зонами древнего гипергенеза.//Распределение и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей, М, Наука, 1985, с.38-44.
59. Данилов В.И., Белерова В.А. Нефти палеозоя Среднего Поволжья иих связь с органическим веществом пород доманиковой фации.//Экология и нефтегазообразование в истории Земли, М, изд.МГУ, 1984, с.37-39.
60. Двали М.Ф. Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики.Л, Гостоптехиздат, 1963, Труды ВНИГРИ, вып.211, 378 с.
61. Деменкова П.Я. К вопросу о связи ванадия и никеля с нефтями девонских отложений Волго-Уральской области.//Об условиях образования нефти: Труды ВНИГРИ, 1955, новая серия, вып.82, с.182-199.
62. Дикенштейн Г.Х., Левина Л.М. и др. Геологическое строение иперспективы нефтегазоносности Прибалтики и Белоруссии, М, Гостоптехиздат, 1959, Труды ВНИГНИ, вып. 18.
63. Дмитриевский А.Н. Фундаментальные исследования в геологиинефти и газа.//Геология нефти и газа, 1977, № 9, с.4-10.
64. Добрянский А.Ф. Химия нефти. Л, Гостоптехиздат, 1961, 224 с.
65. Егорова Н.П. Об изменении свойств нефтей в залежах.//Новые данные по геологии и нефтегазоносности Волго-Уральской области, М, ИТЭ нефтегаз, 1962, с.141-147.
66. Еременко Н.А. Геология нефти и газа, М, Недра, 1968, 389 с.
67. Еременко Н.А., Ботнева Т.А. и др. Вариации стабильных изотоповуглерода, водорода и серы нефтей в связи с цикличностью процессов нефтегазообразования./ЛГеология нефти и газа, 1971, № 4, с.30-34.
68. Зайдельсон М.И. и др. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций, М, Наука, 1990, 72 с.
69. Зданавичюте O.K., Растянене В.П. Оценка перспектив нефтегазоносности Балтийской синеклизы по данным исследования нефтей: Труды МРШХиГП, 1983, ВЫП.169, с.127-131.
70. Зданавичюте O.K., Сакалаускас К.А., Кадунене Е.Ф. О генетических СВЯЗЯХ нефтей и ОВ палеозойских отложений Балтийской синеклизы. //Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород, М, Наука, ИГиРГИ, 1986, с.117-120.
71. Ильинская В.В., Голованова СИ., Зданавичюте O.K. Генетическиеразличия нефтей и их родство по индивидуальному составу углеводородов. //Органическое вещество в современных и ископаемых осадках, Ташкент, 1982.
72. Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородов органическоговещества пород и нефтей, М, Недра, 1985, 160 с.
73. Кадунене Е.Ф., Сакалаускас К.А. Катагенетическое преобразованиерассеянного ОВ силурийских отложений Южной Прибалтики.//Геология нефти и газа, 1975, № 10.
74. Кадунене Е.Ф., Лапинскас П.П., Дашков Е.М. и др. Нефтеносностьосадочных формаций нижнего и среднего палеозоя западной окраины Восточно-Европейской платформы.//Осадочные формации и их нефтегазоносность, М, изд.МГУ, 1978, с.248-249.
75. Калинко М.К. Геология и геохимия нафтидов, М, Недра, 1987, 120 с.
76. Калинко М.К. Зарубежный опыт использования геохимическойинформации при поисках и разведке нефти и газа.//Обзор ВИЭМС, геология, экономика, методы прогноза, М, 1990, 57 с.
77. Карцев А.А. Кайнотипные и палеотипные нефти.//Известия ВУЗов,серия - нефть и газ, 1959, № 8, с.3-7.
78. Карцев А.А. Геохимическая эволюция нефтей.//Геология нефтегазоносных районов: Труды МИНХиГП, 1960, вьш.27, с.53-64.
79. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа, М, Недра, 1978, 279 с.
80. Каталог параметров региональной характеристики химического ииндивидуального состава нефтей Советского Союза, М, Недра, 1981: Труды ВНИГНИ, вьш.222, 294 с, под редакцией П.Максимова и Т.А.Ботневой.
81. Клубов Б.А. Принципиальная модель образования природных битумов в свете новых данных.//Горючие сланцы, 1988, № 5/4, с.365-375.
82. Клубов Б.А., Безруков В.М. Ресурсная база скоплений природныхбитумов в Российской Федерации и её современное состояние. // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения, Петербург, ВНИГРИ, 2000, с.113-116.
83. Конторович А.Э. и др. Количественная оценка перспектив нефтеносности слабоизученных регионов, М, Недра, 1988.
84. Конторович А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции.//Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа, Новосибирск, 1991,с.29-44.
85. Конторович А.Э. Осадочно-миграционная теория: состояние на рубеже 20 и 21 В.В., пути дальнейшего развития.//Геология нефти и газа, 1998, №10,с.8-15.
86. Копрова Н.А., Андреев В.Н., Ведунова Н.К. Условия образованияжильных месторождений асфальтита на территории Куйбышевской и Оренбургской областей: Труды КуйбышевНИИ НП, 1961, вьш.7, 123 с.
87. Крылов Н.А. Проблемы нефтегазовой ресурсологии.//Геологиянефти и газа, 1998, № 10, с.37-41.
88. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтематеринскихтолщ, М, Недра, 1983, 195 с.
89. Пашкова Л.Н. и др. О времени формирования нефтяных месторождений Калининградской области.//Известия АН СССР, 1972, серия геологическая, № 1, с.96-101.
90. Лейбсон М.Г., Мухин В.В., Назаров В.Н. Эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ, М, Недра, 1984, 160 с.
91. Лобанов Б.С., Фердман Л.Н. Современное состояние и проблемыкомплексного освоения ресурсов природных битумов./ТВсесоюзная конференция по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей, Казань, 1991, с.6-7.
92. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии, М,Наука, 1987, 144 с.
93. Лосицкая И.Ф., Пунанова А. Изменение микроэлементного состава нефтей в зоне гипергенеза.//Геохимия, 1987, № 9, с. 13-18.
94. Люткевич Е.М. Нефтеносность Прибалтики.//Геология и нефтеносность Южной Прибалтики: Труды института геологии, Вильнюс, 1965, вып. 1, с. 107-126.
95. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, 1985, М, Недра, 232 с.
96. Максимов СП. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, М, Недра, 1970, 806 с.
97. Максимов СП., Муромцева В.А. О формировании залежей нефтив кембрийских отложениях южного борта Балтийской синеклизы.//Геология нефти и газа, 1975, № 3, с.20-26.
98. Максимов СП., Ларская Е.С и др. О формировании Оренбургскогогазоконденсатного месторождения.//Геология нефти и газа, 1976, № 11, с. 11-22.
99. Максимов СП., Ильинская В.В., Голованова СИ. Генетическаясвязь УВ отбензиненных нефтей с органическим веществом кембрийских отложений Балтийской синеклизы.//Геология нефти и газа, 1977, № 2, с.42-48.
100. Мартин Р., Уинтерс Дж. Распределение УВ в составе нефти и еёгенезис.//Материалы VI Международного нефтяного конгресса, М, 1964.
101. Мелик-Пашаев B.C. Геология морских нефтяных месторожденийАпшерона, Гостоптехиздат, 1959, 244 с.
102. Муслимов Р.Х. и др. Размещение и освоение ресурсов природныхбитумов Татарстана./ЛГеология нефти и газа, 1995, № 2, с.7-9.
103. Надиров Н.К., Котова А.В., Камьянов В.Ф. Новые нефти Казахстана и их использование. Металлы в нефтях, Алма-Ата, 1984, 448 с.
104. Неручев СГ. Накопление органического вещества и горючих ископаемых в фанерозое.//Доклады АН СССР, 1979, том 247, № 3, с.664-667.
105. Неручев Г., Парпарова Г.М., Жукова А.В. Катагенез и нефтегазоносность. Л, Недра, 1981. ПО) Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре, М, Недра, 1975.
106. Нефтяные и газовые месторождения СССР (справочник), под редакцией СП.Максимова. Книга L Европейская часть СССР, М, Недра, 1987, 358 с.
107. Норенкова И.К., Темянко М.Б., Архангельская Р.А. Опыт изучениябиодеградации углеводородов в связи с проблемой генезиса тяжелых нефтей.//Актуальные вопросы геохимии нефти и газа. Л, ВНИГРИ, 1984, с.32-36.
108. Оболенцев Р.Д., Байкова А.Я. Сероорганические соединения нефтей Урало-Поволжья, М, Наука, 1973. 263 с.
109. Отрешко А.И., Степаненко О.Т. Закономерности строения и условия размещения серных месторождений Средневолжского бассейна. // Геология месторождений самородной серы: Труды Гос.науч.-исслед,ин-та горнохимического сырья, М, Недра, 1969.
110. Паасикиви Л.Б. Закашанский М.С. Перспективы нефтеносностиПрибалтики./Обзор ОНТИВИЭМС, 1965,вып.34.
111. Панкина Р.Г. Геохимия изотопов серы нефтей и органическоговещества, М, Недра, 1978, 248 с.
112. Петров Ал.А. Углеводороды нефти, М, Наука, 1984, 260 с.
113. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Анализ качества нефтей России.//Интервал, 2003, № 3(50), с.51-54.
114. Пунанова А. Геохимические особенности распределения микроэлементов в нафтидах и металлоносность осадочных бассейнов СНГ. // Геохимия, 1998, № 9, с.959-972.
115. Раабен В.Ф. Некоторые закономерности размещения залежей нефти и газа в Волго-Уральской области. М, АН СССР, 1963.
116. Раабен В.Ф., Дахнова М.В., Нечаева О.Л. Закономерности в изменении качественной характеристики нефтей и попутных газов в пределах Волго-Уральской области: Труды ВНИГНИ, 1967, вып.48.
117. Радченко О.А. Геохимические закономерности размещения нефтеносных областей мира, Л, Недра, 1965, 315 с.
118. Размышляев А.А. Значение палеогидратов в формировании зонгазонакопления./ТГеология нефти и газа, 1989, № 4. с.37-40.
119. Резников А.Н. Геохимическая система нефтей СССР./ЛГеологиянефти и газа, 1968, № 4, с. 11-15.
120. Резников А.Н. Новый метод оценки перспективных и прогнозныхресурсов нефти и газа.//Геология нефти и газа, 1998, № 3, с.9-21.
121. Рогозина Е.А. К вопросу о газовой фазе органического веществапород./ТГеология нефти и газа, 1965, №11.
122. Родионова К.Ф., Максимов СП. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя, М, Недра, 1981, 367 с.
123. Рудченко Л.А., Парунова Г.И., Турук Е.Т. Нефти месторожденийКалининградской области./РНТС «Нефтегазовая геология и геофизика», 1978, Jvfol2, с.32-35.
124. Рыльков А.В. Изменение нефтей в пределах залежей: Труды Зап.Сиб. НИГНИ, 1968, ВЫП.8, с.69-86.
125. Сакалаускас К.А. Тектоника и нефтегазоносность юго-западнойПрибалтики: Труды Института геологии, 1968, Вильнюс, вып.4.
126. Сакалаускас К.А. Перспективы нефтеносности и возможности поискового бурения в Балтийском море.//Геология нефти и газа, 1971, № 6, с. 10-15.
127. Сакалаускас К.А., Лашкова Л.Н. и др. Формирование локальныхструктур и время образования залежей нефти Балтийской синеклизы. // Локальные структуры Белоруссии и Прибалтики, 1978, Вильнюс, с.32-54.
128. Салманов Ф.К., Двуреченский В.А., Золотев А.Н. и др. Нефть игаз России - состояние и перспективы развития нефтегазовой промышленности.//Геология нефти и газа, 1994, Хе 12, с.2-4.
129. Сафонова Г.И. Реликтовые структуры в УВ нефтей различныхстратиграфических подразделений, М, Недра, 1980, 260 с.
130. Сверчков Г.П., Амосов Г.А, Иванова К.П. Балансовая оценка процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Волго-Уральской провинции.//Советская геология, 1977, № 9, с. 17-31.
131. Сильвермен СР. Миграция и сегрегация нефти и газа. // Органическая геохимия, М, Недра, 1971, вып.З, с. 109-126.
132. Словарь по геологии нефти и газа, под редакцией К.А.Черниковаи др., Л, Недра, 1988, 679 с.
133. Смит Х.М. Некоторые важные данные о составе нефти. // Органическая геохимия, М, Недра, 1967, вып.1.
134. Соболев B.C. Закономерности изменения состава нефтей. // Происхождение и прогнозирование скоплений нефти, газа и битумов. Л, Недра, 1983, с.79-92.
135. Соколов Б.А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов, М, Наука, 1980, 243 с.
136. Соколов В.А. Геохимия природных газов, М, Недра, 1974, 334 с.
137. Старобинец И.С. и др. Изменение свойств нефтей и газов в пределах некоторых залежей Ферганы.//Доклады АН Узбекск. ССР, 1962, № 11.
138. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений, М, Недра, 1986, 198 с.
139. Старосельский В.И. Этан, пропан и бутан в природных газах нефтегазоносных бассейнов, М, Недра, 1990, 183 с.
140. Степанов К.И., Вешев А. Влияние латеральной миграции углеводородов на изменение микроэлементного состава нефтей Калининградской области.//Геология нефти и газа. 2000, № 1, с.44-49.
141. Страхов Н.М., Залманзон Э.С. Распределение аутигенно - минеральных форм железа в осадочных породах и его значение для литологии.//Известия АН СССР, серия геологическая, 1955, № 1, с.34-48.
142. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти, М,Мир, 1981,501с.
143. Траск П.Д. Условия образования нефтематеринских осадков, 1932.
144. Троепольский В.И., Эллерн С. К вопросу об условиях формирования и разрушения УВ-скоплений в Волго-Уральском бассейне.//Современные проблемы геологии нефти и газа, М, изд.МГУ, 1978, с.172-181.
145. Трофимук А.А. Проблема диагностики нефтематеринских свит. //Геология и геофизика, 1963, № 4.
146. Трофимук А.А. Газогидраты - новые источники углеводородов. //Природа, 1979, № 1, с. 18-27.
147. Уклонский А.С. Парагенезис серы и нефти, Ташкент, изд. Узбекского филиала АН СССР, 1940.
148. Ульет Р.Ж. Нижнепалеозойские и силурийские отложения Прибалтики и содержание в них рассеянного органического вещества.// АН Латвийской ССР, Институт геологии, Рига, 1959, 199 с.
149. Успенский В.А. Введение в геохимию нефти. Л, Недра, 1970,309 с.
150. Файнгерш Л.А. Некоторые закономерности формирования зон газонакопления с высоким содержанием азота.//Труды Зап.Сиб.НИГНИ, Тюмень, 1978, вып. 137.
151. Физико-химическая характеристика и индивидуальный УВ-составнефтей и конденсатов Советского Союза, М, Недра, ВНИГНИ, под редакцией П.Максимова и В.В.Ильинской, 1989, 295 с.
152. Флоровская В.Н. Люминесцентная битуминология, М, изд.МГУ,1975,190 с.
153. Хаин В.Е. Нефтегазоносность и тектоника.//Геология нефти и газа, 1998, № 10, с.5-8.
154. Халимов Э.М. и др. Месторождения природных битумов, М, Недра, 1983, 193 с.
155. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР, М, Недра, 1987, 172 с.
156. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа, М, Мир, 1982, 703 с.
157. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородныхсистем, М, Недра, 1983, 241 с.
158. Чахмахчев В.А., Тихомиров В.И., Виноградова Т.Д. Термическиеметоды изучения органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии, М, ВИЭМС.//Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа, 1989, 59 с.
159. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Д. и др. Геохимический прогнознефтегазоносности и свойств углеводородных систем девонского терригенного комплекса юга Бузулукской впадины./ЛГеология нефти и газа, 1998, № 8, с.26-32.
160. Чахмахчев В.А. Геохимические исследования и методы при поисках и разведке нефти газа, М, РГУ нефти и газа, 2001, 223 с.
161. Шарапов И.П. Применение математической статистики в геологии, М, Недра, 1971, 248 с.
162. Шварц Т.В. Основные закономерности распределения органического вещества в отложениях нижнего палеозоя и силура Прибалтики. // Геология нефти и газа, 1973, № 11, с.26-30.
163. Шеходанов В.А., Каграманян Н.А., Дьяченко В.М. К вопросуформирования нефтяных месторождений Калининградского вала.//Новые данные по геологии и нефтеносности Прибалтики: Труды ВНИГРИ, 1975, вып.368, с. 15-23.
164. Шиманский В.К. Некоторые закономерности в составе легких метановых и ароматических углеводородов нефти.//Советская геология, 1967, № 5, с.37-44.
165. Шиманский В.К., Шапиро А.И. Эволюция индивидуального состава углеводородов ОВ пород в процессе катагенеза.//Тезисы доклада на IV Всесоюзном семинаре, М, МГУ, 1984, с. 17-18.
166. Шуменкова Ю.М., Беляева Л.С, Парпарова Г.М. О составе рассеянного органического вещества./Юрганическое вещество современных и ископаемых осадков и методы его изучения, М, Недра, 1974, с. 170-175.
167. Юдин Г.Т., Жабрева П.С., Бабалян Г.Г. и др. Геология и освоениеприродных битумов, М, Наука, ИГиРГИ, 1983, 111с.
168. Якубсон З.В., Тихомиров В.И., Чахмахчев В.А. Признаки гипергенеза в нефтях Западно-Тэбукского месторождения./ЛГеология нефти и газа, 1980,№2,с.47-53.
169. Якуцени В.П. Основные виды и перспективная значимость ресурсов нетрадиционных источников УВ-сырья.//Основы прогноза и поисков нетрадиционного УВ-сырья, Сборник научных трудов ВНИГРИ, Л, 1989, с.7-11.
170. Якуцени В.П., Белонин М.Д., Грибков В.В. Нетрадиционные объекты и источники углеводородного сырья России и технологии их комплексного освоения./ТГеология нефти и газа, 1994, № 12, с.35-39.
171. Ярошенко В.Н. Перспективы нефтеносности осадочного чехлаБалтийской синеклизы и пути их освоения.//Новые данные по геологии и нефтеносности Прибалтики: Труды ВНИГРИ, 1975, вып.368, с.3-15.
172. Augier Quilques elements essentiels de la couverture sedimentairedes Hauts Plateaux.//Publ. Serv.geol, Algeria, 1967, bull.n.34.
173. Behar F. Pelet R., Roucache J. Geochemistry of asphaltenes///Org.Geochem, 1984, №6, p.587-595.
174. Espitalie J, Deroo G. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications.//Revue de I'JFP, 1985, vol.40, № 5, p.563-580.
175. Leythaeuser D, Schaeter R, Generation and migration of light hydrocarbons C2-C7 in sedimentary basins/ZOrganic Geochem, 1979, vol.1, p. 191-204.
176. Perrodon A. Geologic du Petrole. Presses universitaires de France,1966, Paris.
177. Welte D. Correlation problem among crude oils//Advances oi OrganicGeochamistry, 1966, p. 111 -127. 6 ) ф о н д о в а я
178. Аксенов A.A., Бабалян Г.Г. Оценка ресурсов битумов и составление карты прогноза битумов и высоковязких нефтей на территории СССР/ Отчет по теме 4.000.3/395, М, ИГиРГИ, 1984.
179. Валеев Р.Н. и др. Комплексная оценка ресурсов битумов УралоПоволжья и мероприятия по их использованию ./Отчет по теме Б. 1.4/106(9), Казань, ВНИИГеолнеруд, 1976.
180. Исаев В.Н. Закономерности изменения состава нефтей Куйбышевской области в зависимости от геологических условий их залегания. / Диссертация на соискание ученой степени канд.геолого-минералог. наук, Л, ВНИГРИ, 1974, 169 с.
181. Крылов Н.А., Юдин Г.Т. и др. Методические положения по поискам, разведке и оценке промышленной ценности месторождений природных битумов, М, ИГиРГИ, 1990, 114 с.
182. Пунанова А. Микроэлементы нефтей, их использование пригеохимических исследованиях и изучении процессов миграции. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд.геолого-минералог. наук, М, ИГиРГИ, 1972.
183. Раабен В.Ф.Условия нефтегазонакопления в палеозойских отложениях Урало-Поволжья.//Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минерал.наук. Л, ВНИГРИ, 1970, 48 с.
184. Рыцк В.И. Отчет по экспертизе битуминозных песчаников и Каировского месторождения асфальтита, Л, трест Ленгеолнеруд, 1946.
185. Рыцк В.И. Отчет о разведочных работах Садкинской геологоразведочной партии, Л, трест Ленгеолнеруд, 1947.
186. Суровиков Е.Я., Монтлевич В.М. и др. Разработка среднесрочнойпрограммы геологоразведочных работ на территории Самарской области до 2005 года./Отчет по теме 0616-99, книга I Самара, ВОИГиРГИ, 2000.
187. Юдин Г.Т., Жабрева П.С. Разработка методики поисков и разведки скоплений природных битумов в различных геологических условиях./Отчет по теме 1.3.4.01/423, М, ИГиРГИ, 1986.
-
Губницкий, Валерий Михайлович
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Самара, 2004
-
ВАК 25.00.12
- Разработка вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности высокоизученных территорий
- Оценка перспектив нефтегазоносности Приполярных районов Предуральского краевого прогиба по комплексу геолого-геофизических данных
- Рифтогенез и нефтегазоносность верхнего протерозоя Европейской части России
- Обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ на стадии высокой разведанности ресурсов
- Литолого-фациальные, палеогеографические и структурные критерии нефтегазоносности верхнепермских-нижнетриасовых отложений Восточного Предкавказья
